unidad i fluidos roylena

Universidad Nacional Experimental De La Fuerza Armada

Escuela De Ingeniería De Petróleo

Núcleo Monagas – Maturín

Perforación Avanzada

UNIDAD N°2FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Profesora: Ing. Roylena Vargas

Maturín, Septiembre de 2015

1-. FLUIDOS DE PERFORACION

El Lodo de perforación es un fluido circulante generalmente a base de agua o aceite cuyas

propiedades han sido modificadas y controladas por sólidos y líquidos disueltos o mantenidos en

suspensión y que es utilizado principalmente para extraer los recortes de la mecha hacia superficie

durante las actividades de perforación de pozos.

2-. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie

Controlar las Presiones de la Formación.

Dar soporte a las paredes del hoyo.

Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación.

Proteger las Formaciones Productoras.

Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha.

Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes, registros eléctricos).

Enfriar la mecha y lubricar la sarta.

Existen otras funciones del fluido de perforación, catalogadas como menores, en su

mayoría, relacionadas con la prevención de problemas operacionales.

1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie.

Los cortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la

mecha por lo que se hace circular el fluido de perforación dentro la sarta y a través de la mecha,

arrastrando o acarreando los cortes o recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La

remoción de los recortes (limpieza del hoyo) depende del tamaño, forma y densidad de los cortes,

de la velocidad o rata de Penetración (ROP); de la rotación de la sarta de perforación; de la

viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.

De igual manera se debe cumplir que la velocidad del fluido de perforación debe ser

mayor que la velocidad de asentamiento de cortes para así poder garantizar una mejor eficiencia en

la velocidad de acarreo y transporte de los cortes y una mayor eficiencia en la limpieza del hoyo. De

no garantizar una limpieza adecuada del hoyo se podrán tener problemas de incremento de torque,

arrastre, disminución de la tasa de penetración, pega de tubería.

Ing.Roylena Vargas Página 2

2. Controlar las Presiones de la Formación.

Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación

para garantizar una operación de perforación segura. Por lo general a medida que la presión de la

formación aumenta, se debe incrementar la densidad del fluido de perforación agregando material

densificante como barita o carbonato de calcio, con la finalidad de equilibrar las presiones y

mantener la estabilidad del hoyo, impidiendo que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y

puedan causar una arremetida. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras

está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y

de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de

fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no

fluirán dentro del pozo.

La densidad del fluido de perforación usado en un pozo está limitada por el valor de la densidad

mínima necesaria para controlar las presiones de la formación y la densidad máxima del fluido que

no fracturará la formación.

3. Dar soporte a las paredes del hoyo.

La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que no son

ejercidos por los fluidos de la formación. En las regiones geológicamente activas, las fuerzas

tectónicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la inestabilidad de los pozos

que generalmente se manifiestan como una reducción en volumen del hoyo perforado y en casos

extremos, puede causar derrumbes y pérdida del hoyo, aun cuando la presión del fluido de la

formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en formaciones sometidas a esfuerzos tectónicos

pueden ser estabilizados equilibrando estos esfuerzos con la presión hidrostática. Igualmente, la

orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo y horizontales puede reducir la estabilidad del

pozo, lo cual también se puede controlar con la presión hidrostática.

4. Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación.

Durante los viajes de tubería bien sea para cambios del ensamblaje de la sarta de

perforación, cambios de mecha, viajes de calibración, bajada de revestidores entre otros, la

circulación del fluido de perforación a través del hoyo se ve interrumpida por cortos o largos


periodos de tiempo dependiendo de la operación a realizar. Los ripios o cortes deben permanecer en

suspensión dentro del fluido de perforación por lo que debe existir un equilibrio entre las

propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la

remoción de los recortes por los equipo de control de sólidos. La tasa de asentamiento de los ripios

dependerá de la densidad de las partículas o cortes, densidad del lodo, Viscosidad del lodo y de la

Resistencia de gel del lodo (TIXOTROPIA).

Viscosidad: La viscosidad y las propiedades reológicas de los fluidos de perforación tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rápidamente en fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo) y son difíciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos, es decir, que se gelifican bajo condiciones estáticas. Esta característica puede suspender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para una limpieza eficaz del pozo.

Velocidad. En general, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforación mas diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el agujero. La velocidad a la cual un recorte sedimenta en un fluido se llama velocidad de caída. La velocidad de caída de un recorte depende de su densidad, tamaño y forma, y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación. Si la velocidad Anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte, el recorte será transportado hasta la superficie. La velocidad neta a la cual un recorte Sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de caída

Densidad. Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción del pozo. En comparación con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta densidad pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun con velocidades anulares más bajas y propiedades geológicas inferiores. Sin embargo, el peso del lodo en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formación tiene un impacto negativo sobre la operación de perforación; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado a efectos de limpieza del agujero.


5. Proteger las Formaciones Productoras.

Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva

es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la

obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y

mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.

Entre los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación esta la invasión de la matriz

de la formación por el lodo o los sólidos de perforación, obturando o sellando los poros, la

precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de

la formación; la formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación, limitando

la permeabilidad.

El diseño adecuado de un fluido de perforación y la distribución de partículas presentes en su

composición deben permitir la formación de un revoque sobre las paredes del hoyo que garantice

una menor interacción entre el fluido de perforación, los sólidos presentes en su composición y las

formaciones que se están perforando formaciones.

6. Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación o

tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. La flotabilidad está directamente relacionada con

el peso del lodo; Mientras más denso es el fluido, mayor será su efecto sobre la flotación.

Ejemplo:

Densidad del Fluido: 13,0 lbs/gal

Facto de flotabilidad @ 13 lbs/gal: 0.8

Peso Sarta en el aire: 90.000 lbs

Se determina el peso de la sarta sumergida Como: 0.8* 90.000 lbs = 72.000 lbs


7. Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha.

La potencia hidráulica es usada para maximizar la velocidad o tasa de penetración (ROP) a

través de una eficiente remoción de los recortes hasta superficie evitando que se adhieran a la

mecha y puedan causar obstrucción de sus componentes, o sean reperforados.

Entre los factores que afectan los valores de las fuerzas hidráulicas que actúan sobre la Tasa de

Penetración y Limpieza de la Mecha están la densidad y propiedades reológicas del fluido de

perforación, el tamaño de los Jets ó boquillas de la mecha, la tasa o rata de Flujo y la velocidad o

caudal de circulación.

8. Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes, registros eléctricos).

Durante la perforación la unidad de Mug logging controla la circulación del lodo y realizan

un constante monitoreo análisisando los cortes que son transportados a superficie por el fluido de

perforación para determinar su composición mineral, la litología y detectar cualquier indicio visual

de hidrocarburos. Esta información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la

litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de

petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes.

El contenido de gas presente en el fluido de perforación una vez que sale del hoyo permite evaluar

la necesidad o no de incrementar la densidad de dicho fluido con la finalidad de tener un mejor

control sobre las presiones de las formaciones perforadas

9. Enfriar la mecha y lubricar la sarta.

Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la

mecha y en las zonas donde la sarta de perforación roza contra la tubería de revestimiento y el pozo.

La circulación del fluido de perforación enfría la mecha y la sarta de perforación hasta

temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación

lubrica la mecha y la sarta, reduciendo la adherencia de los recortes o partículas a cada uno de estos

componentes que puedan causar una disminución de la tasa de penetración o problemas de torque o

arrastre


3-. PRINCIPALES COMPONENTES DE UN FLUIDO DE PERFORACION

FASE LIQUIDA

1-. AGUA .

FRESCA

SALMUERA

AGUA DE MAR

MEZCLAS.

FASE SOLIDA

1-. SOLIDOS INERTES

SOLIDOS INERTES DESEABLE: son sólidos no reactivos de alta gravedad

especifica que sirven para dar peso a los fluidos de perforación: Barita (sulfato de bario),

Hematita (oxido de hierro), carbonato de calcio, Aditivos.

SOLIDOS INERTES NO DESEABLE: son sólidos propios de formación que se

incorporan al fluido a medida en que se avanza en la perforación y que deben ser

removidos tan pronto sea posible mediante los equipos de control de sólidos. Estos pueden

ser: Arcillas no reactivas, arena. Limo, caliza, dolomita.

2-. SOLIDOS REACTIVOS

Son sólidos arcillosos con cargas eléctricas que pueden ser agregados al fluido de

perforación o que provienen directamente de la formación perforada. Como arcillas

comerciales están la Bentonita y la arcilla Organofilica y como arcillas nativas o propias de

formación esta la arcilla Gumbo.

ADITIVOS ESPECIALES

Control de arcillas y lutitas. Inhibidores de arcillas.

Liberadores de tubería.

Lubricantes.

Detergentes.


2-. ACEITE.

CRUDO

DIESEL

MINERAL (Vassa)

SINTETICOS

Anti-espumantes.

Material para Perdidas de Circulación. (Fibras, carbonatos de calcio en hojuelas,

Mica)

Bactericidas.

Aditivos para control de filtrado.

Cintas o palillos indicadores de pH

4-. TIPO DE FLUIDOS DE PERFORACION

FLUIDOS BASE AGUA

Contienen agua como fase liquida continua y son utilizados para perforar la mayoría de

los pozos superficiales. Son relativamente simples y de costo razonable. Pueden ser no densificados

y densificados.

CLASIFICACION

A. FLUIDOS DE ARRANQUE (SPUD MUD)

B. FLUIDOS QUIMICAMENTE TRATADOS:

-. Ligeramente Tratado

-. Altamente Tratado

-. De Bajos Sólidos

-. Poliméricos

-. Fluidos a Base de Agua Salada

-. Base Agua de Mar

-. Base Salmuera Saturada

A-. FLUIDO DE ARRANQUE: Usados para comenzar la perforación del pozo. Contiene arcilla

comercial para incrementar viscosidad y construir revoque, el mas común es el sistema agua-gel. Su

utilización se realiza principalmente cuando la formación a perforar esta mayormente compuesta

por arenas inconsolidadas y grava. Se puede convertir a otro sistema mediante la adición de

productos químicos.

B-. FLUIDOS QUIMICAMENTE TRATADOS: Independientemente del nombre que se le

asignen, usualmente contienen todos ó algunos de los siguientes compuestos: arcillas, químicos


solubles (incluyendo sales), un aditivo para control de pH, uno ó mas polímeros orgánicos,

surfactante y desfloculante.

-. LIGERAMENTE TRATADOS: Son usualmente no densificados y son usados se esperan

problemas menores en el hoyo. Se emplean en hoyos superficiales y hoyos de producción de

yacimientos someros.

-. ALTAMENTE TRATADOS: Generalmente son densificados (barita, hematita, Carbonato de

calcio) y contienen significativas concentraciones de productos químicos y arcilla comercial en su

formulación para mantener control estricto de la reología, perdida de filtrado, densidad e inhibición

de arcillas y lutitas. Los productos químicos utilizados pueden ser los considerados como

convencionales, como el lignosulfonato, lignito, tanino, asfalto, cal, KCl, etc. ó especializados como

complejo de aluminio, glicoles y aminas.

-. FLUIDOS DE BAJOS SÓLIDOS: Fluidos no densificados con menos de 6% de sólidos, no

deben contener mas de 3% v/v de sólidos totales de arcillas y exhibir una relación sólidos

perforados a bentonita, no menor de 2:1 son costosos de mantener debido

la necesidad de mantener los sólidos bajos. Los principales productos que se utilizan en sus

formulaciones son bentonitas de alto rendimiento, bentonita sódica convencional, KCl entre otros.

-. FLUIDOS POLIMERICOS: Se caracterizan por su bajo contenido de arcilla comercial, pueden

ser densificados y por la utilización de uno o varios polímeros, ya sea para inhibir arcillas

(encapsulación), controlar propiedades de acarreo y/o propiedades de filtración. El agua a utilizar en

su preparación puede ser fresca, de mar y salmueras

-. FLUIDOS A BASE DE AGUA SALADA

1. SISTEMAS DE FLUIDO AGUA DE MAR: El agua de mar es a menudo usada para la

formulación y mantenimiento de lodos de perforación en operaciones costa afuera, principalmente

debido a su disponibilidad y características inhibidoras. Los productos que comúnmente se utilizan

para formular fluidos a base agua de mar son: Bentonita prehidratada, CMC (carboximetil celulosa),

almidón tratado, soda cáustica, soda ash, lignosulfonato, lignito, tanino, PHPA, y antiespumante.


2. SISTEMAS DE FLUIDO SATURADO CON SAL: Son preparados adicionando NaCl al agua

hasta su saturación (±10,6 lb./gal), posteriormente se le adicionan los demás aditivos. Los

productos que generalmente se utilizan en la formulación de estos sistemas son: Bentonita

prehidratada, soda cáustica, almidones tratados, taninos, lignosulfonatos y diversos polímeros.

FLUIDOS BASE ACEITE

Los lodos 100% aceite son aquellos que contienen aceite como fase liquida continua. Usado para

perforar zonas altamente inestables y ambientes difíciles con alta presión y temperatura, utilizan un

emulsificante débil que tiene la habilidad de absorber el agua de la formación y emulsionarla de una

forma efectiva en el lodo. Además está diseñado para recuperar núcleos en estado original, sin

alteraciones. Estos lodos son costosos y su disponibilidad en el mercado está limitada. Son usados

para propósitos especiales en los fluidos de perforación, ellos son bastantes insensibles a los

contaminantes más comunes, como la sal, yeso y anhídridos, ya que estos compuestos son

insolubles en aceite. Aparentemente el sistema puede tolerar contaminaciones con agua hasta un 5%

en volumen, sin causar cambios en la humectabilidad de la roca, y es posible lograr la conversión a

una emulsión inversa en caso de conseguir una invasión de agua mayor al 5%. Este fluido utiliza

como controlador de filtrado cal hidratada, la cual reacciona con un emulsificante para formar un

detergente en el caso de producirse una invasión de agua proveniente de la formación. Los

emulsificantes que se utilizan en la preparación de los lodos base aceite deben ser solubles, tanto en

agua como en aceite.

EMULSIFICANTE: Producto que hace que el agua se emulsione en el aceite, formando un

sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en la preparación de los lodos base aceite deben

ser solubles, tanto en agua como en aceite.

AGENTE PUENTEANTE: Su función principal es generar un puente, es decir, tapar los poros de

una zona porosa y permeable, creando un revoque, delgado e impermeable más rápidamente, y de

esta forma evitar que el fluido pase del pozo a la formación, minimizando así el filtrado. Estos

agentes puenteantes deben ser removibles, esto quiere decir que puedan ser removidos por la fuerza

del yacimiento, si esto no es así, deben ser solubles en agua, aceite, ácido u otra sustancia.

GRANULOMETRÍA CONTROLADA: Una de las principales características de los agentes

puenteantes es que deben poseer una granulometría controlada, para seleccionarla se debe conocer

el diámetro promedio de las gargantas porales (diámetro de los canales) de la zona productora o de

la formación. Generalmente el tamaño de los sólidos de los agentes puenteantes deben ser mayor


que el diámetro promedio de los espacios vacíos o gargantas porales de la formación para que de

esta forma, pueda formarse un revoque instantáneo.

AGENTES DENSIFICANTES: Este se presenta como partículas sólidas incorporadas al sistema,

este material debe ser preferiblemente soluble en ácido y con granulometría controlada. La

gravedad específica de dicho material determinará la cantidad a incorporar en el sistema para lograr

un peso determinado.

El agente densificante de lodos de mayor importancia, es la Barita. Una alternativa para la Barita es

en algunos casos el empleo de sales solubles. La saturación con Cloruro de Sodio (sal común)

aumenta la densidad del agua a 10.0 lpg; si la saturación es con Cloruro de Calcio (CaCO3) la

densidad lograda será de 11.8 lpg. Pueden alcanzarse densidades de 16.0 lpg con Cloruro de Zinc o

con Bromuro de Calcio pero esos materiales son muy caros para su utilización en lodos. La ventaja

de las sales solubles como densificantes, es que los aumentos de densidad se logran sin el

incremento de contenidos de sólidos en el lodo. Sin embargo debe tenerse en cuenta el efecto de las

adiciones de sales sobre otras propiedades. A veces la densidad deseada se consigue mediante una

combinación de sales y otros agentes densificantes.

BARACTIVE: Es un activador polar no inflamable, biodegradable no tóxico, diseñado para

catalizar la actividad de la arcilla organofílica y otros productos que requieran de una actividad

adicional en fluidos 100% base aceite. Proporciona humectabilidad al sistema y resistencia a la

contaminación de sólidos, además no daña a la formación.

EZ-CORE: Es un emulsificador pasivo que solamente actúa en el caso de una contaminación con

agua.

GELTONE II: Es una arcilla organofílica que posee características de suspensión al sistema.

DURATONE HT: Es un emulsificante y activo controlador de filtrado, que tiene la habilidad de

impartir estabilidad a sistemas 100% aceite y emulsiones inversas a altas temperaturas.

CAL: Es la forma comercial del hidróxido de calcio. Es un agente de saponificación para el Ez-

Core y contribuye a la eficiencia y efectividad del lodo.


Los fluidos base aceite pueden ser clasificados de la siguiente manera:

A-. 100% ACEITE: La fase liquida consiste en 95-100% aceite y el agua emulsificada es menor al

5%. Usado normalmente para la perforación de formaciones productoras y toma de núcleos. En

Venezuela, desde hace aproximadamente 10 años se ha venido utilizando para la perforación de

estratos lutíticos.

B-. EMULSION INVERSA: Se denomina de esta manera debido a que se emulsiona agua en

aceite. Su uso principal es como estabilizador de lutitas en ambientes severos.

VENTAJAS DE LOS LODOS BASE ACEITE:

- Mejorar la estabilidad del hoyo y mantener las arcillas hidratadas en el sitio.

- Minimizar el atascamiento de la tubería.

- Perforar zonas de altas temperaturas.

- Obtener bajas viscosidades a altas tasas de penetración.

- Son resistentes a los contaminantes.

- Disminuye los costos de lavado de ripio.

DESVENTAJAS DE LOS LODOS BASE ACEITE:

- El costo inicial es muy elevado.

- Los perfiles eléctricos no son muy satisfactorios.

- El examen geológico de los ripios es muy complicado.

- El problema de contaminación ambiental es grande.

RAZONES PARA EL USO DEL LODO BASE ACEITE:

Es utilizado con la finalidad de:

- Perforar lutitas problemáticas utilizando el concepto de actividad balanceada .

- Prevenir pérdidas de circulación en formaciones con bajo gradiente de presión.

- Perforar zonas productoras.

- Perforar hoyos direccionales y profundos de alta temperatura.

- Prevenir el atascamiento de la tubería en zonas permeables y hoyos desviados, entre otras.


5-. PRINCIPALES PROPIEDADES DE UN FLUIDO DE PERFORACION

1-. DENSIDAD (peso del lodo): Es la medida del peso de un volumen dado de fluido expresada

generalmente en campo en lb/gal. Es medida a través de la Balanza de Lodo que consta de una copa

de volumen constante y una regla calibrada para medir directamente la densidad del fluido.

BALANZA DE LODOS

2-. REOLOGÍA: Es el estudio de la materia bajo una fuerza aplicada ó como los fluidos de

perforación se mueven bajo una presión aplicada. En el estudio de los fluidos de perforación, la

reología esta estrechamente relacionada a la Hidráulica Anular y de la Mecha de Perforación para

determinar la limpieza efectiva del hoyo y la Eficiencia de la Mecha. El flujo de los fluidos de

perforación se describe mediante los Modelos Reológicos.

VISCOSIDAD PLASTICA: Es la resistencia al flujo causado

por la fricción mecánica entre las partículas suspendidas y por

la viscosidad de la fase liquida continua, en términos prácticos

depende de : tamaño, forma y cantidad de partículas. En el

viscosímetro de lectura directa VP = Ø 600 rpm - Ø 300 rpm,

a una temperatura dada y expresada en centipois (grs./cm./seg.).

PUNTO CEDENTE : Mide la interrelación de fuerzas positivas y negativas (electrostáticas) dentro

del fluido. Está influenciado por la concentración, cargas eléctricas y tratamiento químico de los

sólidos. En el viscosímetro de lectura directa, el punto cedente viene dada por:

PC = Ø 300 rpm – VP ( lb./100 pies2 )


Viscosímetro V-G ( Viscosidad, Gravedad)

TIXOTROPIA : Describe con es afectado por el tiempo el comportamiento del flujo de los fluidos.

El tiempo no es incluido en ninguno de los Modelos Reológicos, sin embargo afecta las propiedades

de los fluidos de perforación y debe ser considerado de alguna manera. Una manera sencilla de

estimar la tixotropía de los lodos es midiendo los Esfuerzos de Geles que es una función de las

fuerzas electrostáticas entre partículas. Se miden fuerzas de gelatinización a 10 segundos y 10

minutos. Bajo condiciones de alta temperatura es recomendable la medición del gel de 30 min. La

diferencia de la magnitud de la gelatinización cuando el fluido queda estático. Se expresa en lb./100

pies2. El mismo viscosímetro rotacional de velocidad variable utilizado para determinar la

Viscosidad Plástica y el Punto Cedente se utiliza para la medición de los Esfuerzos de Geles.

VISCOSIDAD CINEMATICA: Es la resistencia del lodo a fluir como líquido. A nivel de campo

puede ser medida a través de la viscosidad de embudo, es decir la relación que guarda la viscosidad

de un fluido respecto a su densidad. No es una medida verdadera de la viscosidad, debido a que el

flujo del lodo a través del tubo del embudo no se realiza a un esfuerzo de corte constante. Esta muy

influenciada por la temperatura del lodo. Rutinariamente medido con el Embudo Marsh y la Tasa

de Lodo y consiste en medir el tiempo (en segundos) que tarda en llenarse la tasa de lodo hasta la

marca de ¼ galón (946 ml). La viscosidad de embudo del agua fresca debe ser de 26 ± 0.5 seg.

FILTRADPDO API (Baja temperatura)

FILTRADO API

La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada con un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas. Después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado, este revoque construye una barrera y reduce la cantidad líquido que pueda invadir a la formación. El filtro prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la Práctica Recomendada de API y la prueba debería ser realizada de la manera recomendada. La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 PSI, y los resultados se registran como número de


Embudo de Marsh: Embudo con capacidad de 1500 cc, con un orificio en el fondo que mide 2 pulg. de largo y 3/16 pulg. de diámetro.

milímetros perdidos en 30 minutos. El aspecto del revoque sobre el papel filtro muestra la calidad del sellamiento sobre las paredes del hoyo.

FILTRO PRENSA API

Contenido de líquidos y sólidosEsta prueba es usada para determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de

perforación, mediante una retorta. Se coloca una muestra de En el análisis de fluidos de perforación

se utilizan unidades de retortas de 10, 20 y 50 cm3 de volumen liquido están disponibles). La

muestra de fluido es calentada hasta que los componentes líquidos se vaporicen. Los vapores pasan

a través cíe un condensador y se recogen en un cilindro graduado; El volumen de líquido, petróleo y

agua se mide directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados

leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro.

Retorta

CONTENIDO DE ARENA

Cantidad de sólidos demasiado grandes para pasar a través de un tamiz de 200 mesh ( > 74

micrones). Se realiza con el kit para determinación de arena, simplemente lavando (con agua ó


aceite, dependiendo del tipo de lodo) una cantidad determinada de fluido a través de una malla de

200 mesh, recolectándolo en un tubo de vidrio graduado desde 0% hasta 20%.

Malla o tamiz para determinación del contenido de sólidos

Medición del PH

Esta prueba se realiza utilizando palillos o cintas indicaclores de PH cuyo color depende del pH del fluido donde se introducen los palillos. Los valores de pH se encuentran tabulados en tablas y dependen del color generado durante la prueba lo cual permite comparar el PH y estimar el mismo. Esta prueba tiene un margen de error de ± 0,5 sobre todo el rango de pH. La medición en el campo del pH del fluido de perforación son operaciones críticas para el control del fluido de perforación.

Cintas o palillos indicadores de pH

6-. CONTAMINACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION:

La contaminación se define como la presencia de cualquier sustancia extraña que tienda a

producir efectos nocivos sobre las propiedades del lodo. Se manifiesta por cambio tanto de la


viscosidad plástica, punto cedente y geles altos. Toda contaminación tiende a desarrollarse de forma

gradual y en algunos casos se produce súbitamente. En las operaciones de perforación se puede

mantener bajo control cualquier tipo de contaminación con un análisis continuo de las propiedades

del lodo. Los agentes contaminantes son diversos y los más comunes son:

- Contaminación con cemento

- Lodo cortado por gas

- Contaminación con agua salada

-. Contaminación con cemento:

Propiedades del Lodo que pueden ser Afectadas por una Contaminación con Cemento

pH: cuando el cemento no ha fraguado completamente, produce una disociaciones de sus iones

de calcio y oxhidrilo penetrando estos a su vez en la fase continua del lodo ocasionando un

incremento en la concentración de iones de oxhidrilo del lodo el cual es directamente proporcional a

la alcalinidad dando como resultado un aumento en el pH.

Propiedades reológicas: un lodo contaminado por cemento generalmente presenta altas

viscosidades debido a que los iones de calcio presentes en el cemento buscan el equilibrio en los

bordes de las arcillas ocasionando la atracción entre las partículas y los iones en los bordes, la

asociación con agua de las partículas de arcilla es lo que proporciona el aumento en la viscosidad

del lodo de perforación. Al haber un incremento en la viscosidad del lodo las propiedades como el

punto cedente y la resistencia gel tendrán un valor mayor a lo normal. Este proceso se debe a que

cuando el lodo presenta altas viscosidades y una posibilidad de generar estados de floculación,

agregando esto al hecho de presencia de arcilla en el lodo trae como consecuencia un incremento en

las propiedades del punto de cedencia y la resistencia gel del lodo. Otra de las razones por el cual el

punto de cedencia incrementa es debido la mayor resistencia que ofrece el fluido al movimiento

(mayor viscosidad) cuando las cargas eléctricas sobre partículas dispersas en la fase continua del

lodo generan grandes fuerzas de atracción entre las partículas (estado de floculación), por lo tanto

en lodos contaminados por cemento el aumento en la resistencia gel va a depender de la floculación

de las arcillas que es afectada por las altas concentraciones de calcio.


Revoque: el revoque que es formado por lodos contaminados por cemento va ha ser

generalmente un revoque grueso y esponjoso. Este resultado se debe al hecho de que el lodo

contaminado con cemento contiene alta reología. Lo que hace que se genere un mayor volumen de

filtrado originando consigo un mayor espesor del revoque.

Fuentes de Contaminación del lodo por Cemento durante la Perforación

La contaminación por cemento ocurre cuando la tubería de revestimiento se cementa y los

tapones de cemento se perforan. La gravedad de la contaminación depende de una serie de factores

relacionados con el fluido (contenido de sólidos, concentración de desfloculantes, otros), y el

estado del cemento (curado o verde). La probabilidad de perforar cemento existe en cada uno de los

pozos, no obstante, el sistema de lodo más ampliamente usado es el sistema bentonítico de bajo pH

y en este caso el cemento puede ser altamente perjudicial. Cuando el cemento se solubiliza en agua

se producen iones de oxidrilo que corresponden a la siguiente reacción química:

Ca ( OH)2 Ca++ + 2 (OH)- (pH 11,7)

Esta ecuación representa un punto de equilibrio entre la concentración de cemento en el lodo y

el pH del lodo. Cuando el pH aumenta la solubilidad de la cal disminuye y cuando el pH exceden

los 11,5 la cal comienza a precipitarse de la solución, es decir, el cemento se va haciendo insoluble

a esos niveles de pH.

Los Tratamientos Químicos Recomendados para una Contaminación con Cemento

Los tratamientos consisten en disminuir los iones de carbonato de calcio (CaCo3)

generalmente en forma de precipitados inertes, para controlar las altas viscosidades y la alta

resistencia gel y proporcionar un incremento al pH para lodos con un pH menor a 11

Bicarbonato de sodio: este compuesto químico se ioniza en Na+ y CO3= para formar parte de

la parte continua del lodo, si existen oxidrilos se combina con el hidrógeno para formar agua. El

CO3= se combina con el calcio (Ca++) para formar carbonato de calcio que es un compuesto que se

precipita inertemente. Para que este aditivo químico proporcione un buen resultado debe existir en

el lodo suficientes iones de oxidrilo para que pueda haber una remoción de los iones calcio.


Fosfatos complejos:

Picafosfato Acido de Sodio: (SAPP) (Na2H2P2O7) este fosfato elimina completamente el

calcio, y reduce el pH del lodo. El pH de este fosfato es 8,4.

Fosfato Tetrasódico: (STP) el fosfato tetrasódico remueve los iones de calcio de la fase

continua del lodo además reduce el pH, este compuesto tiene como pH 9,0.

-. Lodo cortado por gas

Se produce cuando se perfora una zona de gas muy porosa a altas tasas de penetración. El gas al

expandirse produce cambios en la Densidad del lodo. Entre los principales indicadores de un fluido

de perforación cortado por gas están:

Disminución de la densidad del fluido.

Aumento del volumen del lodo en los tanques.

Presencia de burbujas en los tanques.

Olor a gas en líneas y distribuidor de flujo y tanques de fluido.

Las principales acciones a seguir en caso de fluido cortado por gas son:

. Detener la perforación y circular el pozo hasta estabilizar la densidad del fluido en todo el sistema

activo.

. Aplicar tratamiento químico para mantener las propiedades Reológicas estables.

. Reanudar lentamente la perforación.

-. Contaminación con agua salada

Durante la perforación de un pozo, nos podemos conseguir en el subsuelo con formaciones que

poseen dentro de su estructura un alto contenido de agua salada presurizada. Una vez que son

atravesadas por la mecha, puede ocurrir un influjo del agua salada hacia el hoyo perforado por el

efecto del diferencial de presión entre la columna hidrostática generada por el fluido de perforación

y la presión de formación, lo trae como consecuencia:


• Aumento del volumen de fluido en el sistema

• Disminución de pH (fluidos base agua).

• Incremento de las propiedades Reológicas.

• Aumento de la perdida de filtrado.

• Aumento de los Cloruros.

• Disminución de la Alcalinidad del lodo.

Como acciones correctivas y tratamientos a seguir tenemos:

• Incrementar la densidad del fluido de perforación para contrarrestar el influjo de agua

salada.

• Añadir controlador de filtrado.

• Añadir Soda Cáustica para subir pH (lodos base agua).

• Agregar dispersante.

Si el sistema de fluido utilizado durante la perforación del pozo es a base de aceite y la invasión de

agua salada no es severa, debe agregarse agentes emulsionantes que permitan crear una película

envolvente sobre las partículas de agua y estas puedan ser removidas por los equipos de control de

solido con mayor facilidad. Sin embargo, si el influjo es severo (>10 % v/v) debe considerarse la

posibilidad de convertir el sistema de fluido a un lodo de emulsión inversa.

FORMULACIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

SE REQUIERE FORMULAR 400 bbl DE FLUIDO DE DENSIDAD 12.5 lpg CON 21 lpb DE BENTONITA


ADITIVO G.E DENSIDAD (Lb/gal) = G.E x Dagua (lpg)

DENSIDAD (Lb/bbl) = D(lpg) x 42 gal/bbl

BARITA 4.2 35 1470BENTONITA 2.6 21.66 909.72

AGUA 1 8.33 349.86

-,. APLICANDO BALANCE DE MASAS

(V1 x D1) + (V2 x D2) + (V3 x D3) = (VT x DT) (Ec-1)

(V.agua)(D.agua) +( V.bent)(D.bent) + (V.bart)( D.bart) = (VT x DT) ( V: bbl , D: lb/gal )

Incógnitas: Vagua ; Vbart ; Vbent.

Vagua + Vbent + Vbart = VT (Ec-2) VOLUMEN TOTAL (VT)= 400 bbl

-.Calculo de Vbent, Vagua y Vbart

Libras de Bentonita a usar = VTotal (bbl) x (lbs/bbl de bentonita)= 400 bbls x 21 lb/bbls

= 8400 lbs.

Vbent (bbl) = Lbs de bentonita/ D bentonita (lbs/bbl)= 8400 (lbs) / 909.72 (lbs/bbls)= 9.23 bbl

-. Sustituyendo Vbent y VT En la (Ec-2): Vagua + 9.23 bbl + Vbart = 400 bbl por lo tanto:

Vbart = 400 – 9.23 – Vagua Vbart = 390.77 – Vagua (Ec-3)

-. Sustituyendo Vbart, D.bart, Vbent, D.bent, D.agua y DT en el balance general (Ec-1), se determina el Vagua a usar:

Vagua( 8.33 lpg) + (9.23 bbl)(21.66 lpg) + (390-Vagua)(35 lpg)= (400 bbl)(12.5 lpg)

Vagua = 332.84 bbl

Vbart= 390.77- Vagua = 390.77 - 332.84 = 57.93 bbl

Lbs de barita = Vbart(bbl) x Dbart (lb/bbl) = (57.93 bbl) (1470 lb/bbl) = 85157 lbs

-. Cada saco de barita tiene una capacidad de 100 lbs por lo tanto: 85157 lb / 100 (lbs/saco)

= 852sacos Barita


CHEQUEANDO EL PESO Y VOLUMEN PARA CADA MATERIAL SE COMPRUEBA QUE LA DENSIDAD FINAL

DEL FLUIDO SEA LA REQUERIDA

MATERIAL BARRILES TOTALES

LIBRAS TOTALES

AGUA 332.84 116447

BENTONITA 9.23 8399

BARITA 57.93 85157

TOTAL 400 210003

DENSIDAD FINAL = (210003 lb) / (400 bbl) = 525 lb/bbl x (1 bbl / 42 gal) = 12.5 lb/gal = 12.5 lpg


unidad i fluidos roylena

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