universidad central del ecuador facultad de … · ... 19 y demás pertinentes de la ley de...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES

APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, 2015.

AUTOR:

LALALEO MASAQUIZA WILLIAM PATRICIO

Quito- Ecuador

Diciembre- 2015



AMBIENTAL





Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de

Ingeniero de Petróleos.

AUTOR:

LALALEO MASAQUIZA WILLIAM PATRICIO

TUTOR

ING. NÉSTOR VALDOSPINOS Ms.Se.

Quito, Diciembre- 2015

iii

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor de Trabajo de Grado, presentado por el señor William

Patricio Lalaleo Masaquiza, para optar el Titulo o grado de Ingeniero en

Petróleos, cuyo título es “ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS

OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE

FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO

SHUSHUFINDI, 2015”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos

suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del

jurado examinador que se designe.

En la ciudad de Quito, al 5to día del mes Agosto de 2015

Ing. NÉSTOR VALDOSPINOS Ms.Se.

TUTOR DE TESIS

C.I. 1703249647

iv

APROBACION DEL JURADO O TRIBUNAL

El Tribunal constituido por: Dr. Bolívar Enríquez, Ing. Einstein Barrera, Ing. José

Luis Cabezas.

DECLARAN

Que la presente tesis de grado denominada: “ANÁLISIS DE BUENAS

PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA

GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO

SHUSHUFINDI”, ha sido elaborada íntegramente por el señor: William Patricio

Lalaleo Masaquiza, egresado de la Carrera de Ingeniería en Petróleos; ha sido

revisada y verificada, dando fé de la originalidad del presente trabajo.

Ha emitido el siguiente veredicto: se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su

Defensa Oral.

En la ciudad de Quito al 4to día del mes de Diciembre de 2015.

Dr. Bolívar Enríquez

MIEMBRO DESIGNADO DEL SUBDECANO

Ing. Einstein Barrera Ing. José Luis Cabezas

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

v

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, WILLIAM PATRICIO LALALEO MASAQUIZA, en calidad de autor del

trabajo de tesis denominada “ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS

OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE

FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO

SHUSHUFINDI, 2015”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL

DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte

de los que contienen ésta obra, con fines estrictamente académicos o de

investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirá vigente a nuestro favor, de conformidad con lo establecido en

los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

Reglamento.

Quito, 4 de Diciembre de 2015.

William Patricio Lalaleo Masaquiza

C.I. 1803400843

vi

DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso creador y motor de mi vida, dichoso de ser su hijo.

A mis padres Luis y Carmelina por su ejemplo de amor, sabiduría, humildad

constancia y fortaleza.

A mi esposa Mery por brindarme su amor, paciencia y por permitirme compartir los

más bellos momentos de felicidad junto a ella.

A mis hijos Matías, Gabriel y Andrés por mostrarme con sus sonrisas; el verdadero

significado de la vida: la felicidad.

A mis hermanas Nelly, Myrian por su apoyo y consejos.

A mi sobrin@s Vanessa, Josué, Saúl, Gabriela y Belén por su amistad.

A mi mamita Mercedes, ejemplo de fortaleza.

vii

AGRADECIMIENTO

A los Ingenieros Néstor Valdospinos, Einstein Barrera, Marcelo Rosero, José Luis

Cabezas y Dr. Bolívar Enríquez que me guiaron durante el proceso de desarrollo de

este Trabajo de Grado y sus sabios consejos.

A los Maestros de la Carrera de Ingeniería en Petróleos de la Universidad Central del

Ecuador por compartir sus valiosos conocimientos.

A mis compañeros de aula por los gratos momentos de camaradería.

A la AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL HIDROCARBIFERA, por su

apertura para desarrollar el presente Trabajo de Grado.

A todas las personas que han llegado a mi vida y me apoyan con sus consejos y

motivación.

viii

ÍNDICE DE CONTENIDO

ÍNDICE DE CONTENIDO .................................................................................... viii

LISTA DE TABLAS ............................................................................................... xiv

LISTA DE GRÁFICOS ........................................................................................... xv

SIGLAS Y ABREVIATURAS ................................................................................ 21

RESUMEN DOCUMENTAL ................................................................................. 23

DOCUMENTAL ABSTRACT ................................................................................ 24

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 21

CAPÍTULO I ............................................................................................................ 22

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 22

1.1 ENUNCIADO DEL PROBLEMA ................................................................................................ 22

1.2 ENUNCIADO DEL TEMA ......................................................................................................... 22

1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................ 22

1.4 OBJETIVOS: ........................................................................................................................... 23

1.4.1 OBJETIVO GENERAL: .......................................................................................................... 23

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS: ................................................................................................... 23

1.5 JUSTIFICACIÓN ...................................................................................................................... 23

CAPITULO II .......................................................................................................... 24

2 MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 24

2.1 MARCO INSTITUCIONAL ........................................................................................................ 24

2.1.1 MISIÓN .............................................................................................................................. 24

2.1.2 VISIÓN ............................................................................................................................... 24

2.2 MARCO LEGAL ....................................................................................................................... 24

2.3 MARCO ÉTICO ....................................................................................................................... 24

2.4 MARCO DE REFERENCIA ........................................................................................................ 25

ix

2.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ...................................................... 25

2.4.2 DESCRIPCION DEL CAMPO SHUSHUFINDI ......................................................................... 25

2.4.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ..................................................... 27

2.4.3.1 Formación Orteguaza .............................................................................................. 27

2.4.3.2 Formación Tiyuyacu ................................................................................................. 28

2.4.3.3 Formación Tena ....................................................................................................... 28

2.4.3.3.1 Basal tena. ........................................................................................................... 29

2.4.3.4 Formación Napo ...................................................................................................... 29

2.4.3.4.1 Caliza M-1 ........................................................................................................... 29

2.4.3.4.2 Caliza M-2 ........................................................................................................... 30

2.4.3.4.3 Caliza A ................................................................................................................ 30

2.4.3.4.4 Arenisca U superior ............................................................................................. 30

2.4.3.4.5 Arenisca U inferior .............................................................................................. 30

2.4.3.4.6 Base arenisca U inferior ...................................................................................... 31

2.4.3.4.7 Caliza B ................................................................................................................ 31

2.4.3.4.8 Arenisca T superior ............................................................................................. 31

2.4.3.4.9 Arenisca T inferior. .............................................................................................. 31

2.4.3.4.10 Base arenisca T inferior ..................................................................................... 31

2.4.3.5 Formación Hollín...................................................................................................... 32

2.4.4 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............................................. 33

2.4.4.1 FORMACIÓN TENA ................................................................................................... 33

2.4.4.1.1 Basal Tena ........................................................................................................... 33

2.4.4.2 FORMACIÓN NAPO .................................................................................................. 34

2.4.4.2.1 Arenisca U-superior (G2) .................................................................................... 34

2.4.4.2.2 Arenisca U-inferior .............................................................................................. 34

2.4.4.2.3 T-superior ............................................................................................................ 35

2.4.4.2.4 T-inferior ............................................................................................................. 35

2.4.5 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS ................................................................................................ 36

2.4.5.1 Introducción ............................................................................................................ 36

2.4.5.2 Tipos de arcillas ....................................................................................................... 41

2.4.5.2.1 Atapulgita y sepiolita .......................................................................................... 41

2.4.5.2.2 Ilita, Clorita, Caolinita .......................................................................................... 41

2.4.5.2.3 Montmorillonita .................................................................................................. 42

2.4.5.3 La capacidad de intercambio catiónico ................................................................... 45

2.4.5.4 Mecanismo de hidratación de las arcillas ................................................................ 45

2.4.5.4.1 Hinchamiento cristalino o superficial ................................................................. 46

2.4.5.4.2 Hinchamiento osmótico ...................................................................................... 46

2.4.5.5 Estados de la arcilla ................................................................................................. 48

x

2.4.5.5.1 Estado agregado ................................................................................................. 49

2.4.5.5.2 Estado disperso ................................................................................................... 49

2.4.5.5.3 Estado floculado ................................................................................................. 50

2.4.5.5.4 Estado desfloculado ............................................................................................ 51

2.4.5.6 Inhibición de arcillas ................................................................................................ 51

2.4.5.7 Composición de los lodos base agua-arcilla ............................................................ 52

2.4.5.8 Factores que afectan el rendimiento de las arcillas ................................................ 52

2.4.6 REOLOGÍA .......................................................................................................................... 54

2.4.6.1 Viscosidad de embudo Marsh o API ........................................................................ 55

2.4.6.2 Viscosidad aparente ................................................................................................ 56

2.4.6.3 Viscosidad efectiva (µe) ........................................................................................... 56

2.4.6.4 Viscosidad plástica (VP) ........................................................................................... 56

2.4.6.5 Punto cedente (PC), punto de Cedencia, punto de fluencia, Yield Point (YP) ......... 57

2.4.6.6 Tixotropía y esfuerzos de gel ................................................................................... 57

2.4.6.7 Tipos de fluidos ........................................................................................................ 58

2.4.6.7.1 Fluidos Newtonianos .......................................................................................... 59

2.4.6.7.2 Fluidos No Newtonianos ..................................................................................... 59

2.4.6.8 Modelos reológicos ................................................................................................. 60

2.4.6.8.1 Plástico Bingham ................................................................................................. 60

2.4.6.8.2 Modelo de Ostwald-de Waele - Nutting o Ley de Potencia ................................ 60

2.4.6.8.3 Modelo de Herschel-Bulkley o Ellis, Plástico real, ley exponencial modificada .. 62

2.4.7 DEFINICIÓN FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................................................... 63

2.4.7.1 Definición ................................................................................................................. 63

2.4.7.2 Funciones de los fluidos de perforación .................................................................. 65

2.4.7.3 Propiedades de los fluidos de perforación .............................................................. 70

2.4.8 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ......................................................... 71

2.4.8.1 Fluidos de perforación base agua ............................................................................ 71

2.4.8.1.1 Componentes de un fluido base agua ................................................................ 72

2.4.8.2 Polímeros ................................................................................................................. 73

2.4.8.2.1 Estructura de los polímeros ................................................................................ 73

2.4.8.2.2 Clasificación de los polímeros ............................................................................. 74

2.4.8.2.3 Hidratación de polímeros ................................................................................... 76

2.4.8.2.4 Degradación de polímeros .................................................................................. 76

2.4.8.3 Clasificación de los fluidos de perforación base agua ............................................. 77

2.4.8.3.1 Fluidos no dispersos – no inhibidos .................................................................... 77

2.4.8.3.2 Fluidos no dispersos – inhibidos ......................................................................... 78

2.4.8.3.3 Fluidos dispersos – no inhibidos ......................................................................... 78

2.4.8.3.4 Fluidos dispersos – inhibidos .............................................................................. 78

xi

2.4.9 FLUIDOS DE PERFORACION EMULSIONADOS ................................................................... 79

2.4.9.1 Lodos de emulsión directa ....................................................................................... 79

2.4.9.2 Lodos de emulsión inversa ...................................................................................... 79

2.4.9.3 Lodos de emulsión reversible .................................................................................. 81

2.4.10 Fluidos de perforación base aceite............................................................................... 82

2.4.11 LODOS DE AIRE O GAS .................................................................................................. 82

2.4.12 ESPUMAS ...................................................................................................................... 83

2.4.13 PÍLDORAS DISPERSAS ................................................................................................... 83

2.4.14 PÍLDORAS VISCOSAS ..................................................................................................... 83

2.4.15 PÍLDORAS PESANTES .................................................................................................... 83

2.4.16 PRODUCTOS UTILIZADOS EN EL CAMPO PETROLERO .................................................. 84

2.4.16.1 Materiales densificantes .......................................................................................... 84

2.4.16.2 Materiales viscosificantes ........................................................................................ 85

2.4.16.3 Materiales para controlar el filtrado ....................................................................... 86

2.4.16.4 Materiales para controlar reología .......................................................................... 88

2.4.16.5 Materiales para controlar pH .................................................................................. 88

2.4.16.6 Materiales para dar lubricidad ................................................................................ 89

2.4.16.7 Materiales surfactantes ........................................................................................... 90

2.4.16.8 Materiales estabilizantes de lutitas ......................................................................... 90

2.4.16.9 Materiales para controlar la corrosión (pérdida de metal) ..................................... 90

CAPITULO III ......................................................................................................... 95

3 DISEÑO METODOLÓGICO ......................................................................... 95

3.1 TIPO DE ESTUDIO .................................................................................................................. 95

3.2 UNIVERSO Y MUESTRA.......................................................................................................... 95

3.3 MÉTODOS Y TÉCNICAS .......................................................................................................... 95

3.4 RECOLECCIÓN DE DATOS....................................................................................................... 96

3.5 PROCESAMIENTO DE DATOS ................................................................................................. 96

3.6 FACTIBILIDAD ........................................................................................................................ 96

CAPITULO IV ......................................................................................................... 97

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS .......................................... 97

4.1 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ............................................................................... 97

4.1.1 DISCUSIÓN POR INTERVALO ............................................................................................. 97

xii

4.1.1.1 Sección de 26” ....................................................................................................... 100

4.1.1.1.1 Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación

101

4.1.1.1.2 Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas.

101

4.1.1.1.3 Establecimiento de prácticas eficientes generales ........................................... 104

4.1.1.2 Sección de 16” ....................................................................................................... 106


107


108


4.1.1.3 Sección de 12 ¼” .................................................................................................... 116


117


117


4.1.1.4 Sección de 8-1/2” .................................................................................................. 126


126


127


CAPÍTULO V ......................................................................................................... 131

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 131

CAPÍTULO VI ....................................................................................................... 136

6 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 136

6.1.1 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 136

6.1.1.1 BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA ................................................................................. 136

6.1.1.2 BIBLIOGRAFÍA CITADA ........................................................................................... 137

CAPITULO VII ...................................................................................................... 140

7 APENDICES Y ANEXOS ............................................................................. 140

7.1 CURRICULUM VITAE ............................................................................................................ 140

xiii

GLOSARIO TÉCNICO ........................................................................................ 141

xiv

LISTA DE TABLAS

TABLA PÁG.

Tabla 1: Espesores estimados de reservorios del Campo Shushufindi ...................... 35

Tabla 2: Clasificación granulométrica de las partículas ............................................ 37

Tabla 3: Capacidad de intercambio por cada 100 gramos de arcilla seca .................. 52

Tabla 4: Materiales presentes en un fluido de perforación ........................................ 85

Tabla 5: Materiales para controlar el pH.................................................................... 89

Tabla 6: Topes de formaciones estimados – presión de Yacimiento del Campo

Shushufindi ................................................................................................................ 98

Tabla 7: Puntos de asentamiento de los revestidores (casing) ................................. 100

Tabla 8: Principales parámetros de la sección de 26” .............................................. 100

Tabla 9: Propiedades del fluido nativo- sección de 26 pulgadas ............................. 104

Tabla 10: Prácticas eficientes – sección 26” ............................................................ 105

Tabla 11: Principales parámetros de la sección de 16” ............................................ 106

Tabla 12: Propiedades recomendadas- sección de 16 pulgadas. .............................. 112

Tabla 13: Prácticas eficientes y lecciones aprendidas – sección de 16” .................. 114

Tabla 14: Principales parámetros de la sección de 12 ¼” ........................................ 116

Tabla 15: Propiedades recomendadas –sección de 121/4” ........................................ 122

Tabla 16: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 121/4 .................................. 124

Tabla 17: Principales parámetros de la sección de 81/2” .......................................... 126

Tabla 18: Propiedades recomendadas- sección 81/2” ............................................... 129

Tabla 19: Variación de la densidad del lodo de perforación – sección de 81/2” ...... 129

Tabla 20: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 81/2” .................................. 130

xv

LISTA DE GRÁFICOS

GRÁFICO PÁG.

Gráfico 1: Ubicación del Campo Shushufindi ........................................................... 25

Gráfico 2: Marco estructural del Campo Shushufindi. .............................................. 26

Gráfico 3: Yacimientos del Campo Shushufindi ....................................................... 27

Gráfico 4: Columna litológica estimada de la Cuenca Oriente .................................. 33

Gráfico 5: Columna estratigráfica del Campo Shushufindi ....................................... 36

Gráfico 6: Poro lleno de caolinita autígena (aumento 1000x). .................................. 39

Gráfico 7: Unidad octaédrica y tetraédrica ................................................................ 40

Gráfico 8: Arcilla esmectita ....................................................................................... 43

Gráfico 10: mecanismo de hidratación de las arcillas ................................................ 46

Gráfico 11: Etapas secuenciales en la interacción del agua con la arcilla ................. 47

Gráfico 12: Estado agregado de las arcillas ............................................................... 49

Gráfico 13: Estado disperso de las arcillas ................................................................ 50

Gráfico 14: Estado floculado de las arcillas ............................................................... 51

Gráfico 15: Hidratación de bentonita en agua dulce .................................................. 53

Gráfico 16: Hidratación de bentonita con agua salada............................................... 53

Gráfico 17: Adición de bentonita prehidratada al agua salada .................................. 54

Gráfico 18: Esfuerzo de corte y velocidad de corte ................................................... 55

Gráfico 19: Perfiles ideales de viscosidad ................................................................. 61

Gráfico 20: Efectos del tiempo sobre la viscosidad ................................................... 62

Gráfico 21: Perfiles ideales de viscosidad ................................................................. 63

Gráfico 22: Formación de costra de lodo ................................................................... 68

Gráfico 23: Tixotropía................................................................................................ 69

Gráfico 24: Emulsión aceite en agua ......................................................................... 81

Gráfico 25: Transformación de emulsión inversa a convencional ............................. 81

Gráfico 26: Corrosión en la superficie de la tubería .................................................. 91

Gráfico 27: Perfil del pozo - vista lateral ................................................................... 99

Gráfico 28: Comportamiento de densidades, hoyo de 26” ...................................... 104

Gráfico 29: Comportamiento de densidades, hoyo de 16” ...................................... 113

Gráfico 30: Curva de densidades –sección 121/4” .................................................... 123

21

SIGLAS Y ABREVIATURAS

INGLÉS ESPAÑOL

API American Petroleum Institute Instituto americano del

petróleo

ARCH Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero

BFPD Barrels of fluid per day Barriles de fluido por día

BHA Bottom hole assembly Ensamblaje de fondo

BPPD Barrels of oil per day Barriles de petróleo por día

BSW Basic sediments and water Base sedimentos y agua

CEC, CIC Cation exchange capacity Capacidad de intercambio

catiónico

ECD Equivalent circulating density Densidad equivalente de

circulación

EIR Emulsión inversa reversible

DLS Dog Leg Severity Severidad de pata de perro,

tasa de giro y/o construcción

de la curva del pozo

GPM Gallon per minute Galones por minuto

GOR Gas oil ratio Relación gas-petróleo

HIS Índice de limpieza del pozo

K Permeability Permeabilidad

KOP Kick off point Punto de arranque

LGS Low Gravity solids Sólidos de baja gravedad

22

específica

ppg, lpg Pound per galon Libra por galón

MBT Metil blue test Prueba de azul de metil

MD Measured depth Profundidad medida

meq mili equivalente

mD Mili Darcy

MWD Measurement while drilling Adquisición de mediciones

durante la perforación

NPT Non productive time Tiempo no productivo

pb Bubble point Presión de burbuja

Pr, Pe Pressure reservoir Presión de reservorio

PV Plastic viscosity Viscosidad plástica

ROP Rate of penetration Tasa de penetración

S Skin factor Daño de formación

TBP As low as possible Tan bajo posible

Tinf Lower T reservoir Arena T inferior

Tsup Upper T reservoir Arena T superior

TVD True Vertical Depth Profundidad vertical verdadera

Uinf Lower U reservoir Arena U inferior

Usup Upper U reservoir Arena U superior

WOB Weight on bit Peso sobre la broca

YP Yield point Punto de cedencia

23



AMBIENTAL





Autor: William Patricio Lalaleo Masaquiza

Tutor: Ing. Néstor Valdospinos C. Ms. Se.

Fecha: Agosto, 2015

RESUMEN DOCUMENTAL

El presente trabajo se basa en el estudio de los programas de fluidos de perforación

de los diferentes pozos del Campo Shushufindi para determinar las buenas prácticas

operativas y lecciones aprendidas al respecto. Inicialmente el análisis y evaluación

del tema se realizará mediante la descripción litológica del Campo Shushufindi y los

fundamentos teóricos de los fluidos de perforación, como son: definición, funciones,

propiedades y clasificación. Posteriormente, se realizará el análisis de las buenas

prácticas del Campo en estudio. Finalmente se presentará una propuesta de las

prácticas más eficientes para contribuir en la optimización de las operaciones de

perforación del Campo Shushufindi.

DESCRIPTORES: <CAMPO SHUSHUFINDI> <FLUIDOS DE

PERFORACIÓN> <ANÁLISIS DE PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES

APRENDIDAS>.

CATEGORIAS TEMÁTICAS: <INGENIERÍA EN PETRÓLEOS> <FLUIDOS

DE PERFORACIÓN>

24

DOCUMENTAL ABSTRACT

This work is based on the study programs of drilling fluids of different wells of

Shushufindi Field to identify good operating practices and lessons learned in this

regard. Initially the analysis and evaluation of the subject will be made by the

lithological description of Shushufindi Field and theoretical foundations of drilling

fluids, such as: definition, functions, properties and classification. Subsequently, the

analysis of good practices in Shushufindi Field study will be conducted. Finally a

proposal of the most efficient practices will be presented to assist in optimizing

drilling operations on Shushufindi Field.

DESCRIBERS: <SHUSHUFINDI FIELD> <OPERATING PRACTICES AND

LEARNED LESSONS ANALYSIS> <DRILLING FLUIDS> .

THAMATIC CATEGORIES: <PETROLEUM ENGINEERING> <DRILLING

FLUIDS>.

25

CERTIFICADO DE LA TRADUCCIÓN DEL ABSTRACT

CERTIFICADO

Yo, Néstor Valdospinos C., portador de la cédula de identidad 1703249647

Catedrático de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador, certifico que la traducción al inglés del

resumen de proyecto de titulación perteneciente al señor LALALEO MASAQUIZA

WILLIAM PATRICIO, corresponde al texto original en español.

Atentamente,

Ing. Néstor Valdospinos Ms.Se.

CATEDRÁTICO

21

INTRODUCCIÓN

El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de

perforación hasta la broca y regresa a superficie por el espacio anular del pozo,

siendo una parte clave del proceso de perforación; cuyas principales funciones son

las de transportar los recortes de la formación desde el fondo del pozo hasta

superficie, mantener en suspensión los recortes de perforación cuando se detiene la

circulación, lubricar la sarta de perforación, soportar las paredes del pozo, proveer de

energía hidráulica, ser un medio adecuado para registros eléctricos, etc.

Para cumplir con las funciones citadas, el fluido debe tener sus propiedades acorde a

las condiciones del pozo y ellas son:

Densidad, permite controlar la presión hidrostática y la presión de formación.

Viscosidad, es la resistencia de un fluido al flujo.

Fuerza de gel, es la habilidad del fluido para desarrollar una estructura

gelatinosa rígida o semi- rígida cuando el fluido no está en circulación.

Las buenas prácticas de gestión de fluidos de perforación, consiste en establecer

operaciones eficientes, con base a lecciones aprendidas en la perforación de pozos

anteriores con el objetivo de no cometer los mismos errores, incluso reduciendo

tiempo y costo de la perforación de un pozo, en beneficio de las empresas de servicio

y operadoras.

En la presente investigación se seleccionará las mejores prácticas, fundamentadas en

el análisis de Reportes Finales de Perforación de los pozos del Campo Shushufindi,

cuya información pertenece a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

(ARCH).

22

CAPÍTULO I

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 ENUNCIADO DEL PROBLEMA

¿Cuáles son las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas para una buena

gestión de fluidos de perforación, utilizados en el Campo Shushufindi?

1.2 ENUNCIADO DEL TEMA


APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN,


1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

Las decisiones técnicas, de la gestión operativa de los fluidos de perforación, es

importante en la perforación de pozos de petróleo, ya que practicas equivocas

implican problemas operativos, traducidos en altos tiempos improductivos y altos

costos; mientras, buenas decisiones permiten optimizar la perforación de pozos.

La ARCH, dispone de información incluidos en los Reportes Finales de Perforación

de los pozos del Campo Shushufindi; sin embargo; no se cuenta con una información

sistematizada de las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas sobre los

fluidos de perforación utilizados. Por lo tanto, se pretende efectuar el análisis

pertinente para mejorar dicha deficiencia.

Lamentablemente, no se realiza transferencia de tecnología de manera especial en

fluidos de perforación; por lo tanto, el país depende de las empresas trans-nacionales

dueñas de la tecnología, lo cual repercute en que se tenga que cubrir en altos costos

de perforación; por lo tanto, es conveniente investigar y socializar el conocimiento

aprendido en la perforación de pozos en el Campo Shushufindi a las universidades e

industria hidrocarburifera ecuatoriana.

23

1.4 OBJETIVOS:

1.4.1 OBJETIVO GENERAL:

Determinar las prácticas operativas eficientes y lecciones aprendidas en la gestión de

fluidos de perforación utilizados en el Campo Shushufindi.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Presentar las generalidades del Campo Shushufindi.

Describir los fundamentos básicos de fluidos de perforación.

Analizar las buenas prácticas y lecciones aprendidas en la gestión de

fluidos de perforación de pozos direccionales seleccionados.

Realizar una propuesta de buenas prácticas operativas de fluidos de

perforación para el Campo Shushufindi.

1.5 JUSTIFICACIÓN

El presente estudio, tiene por finalidad contribuir a la optimización de las

operaciones de perforación en el Campo Shushufindi, en lo referente a los fluidos de

perforación en pozos direccionales.

Los resultados de este trabajo, pretenden aportar al conocimiento académico de la

universidad ecuatoriana referente a la ingeniería de perforación de pozos, con una

visión de seguir la transferencia tecnológica hacia la industria Hidrocarburífera del

Ecuador, alineándonos con la transformación productiva de nuestra Patria.

24

CAPITULO II

2 MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO INSTITUCIONAL

2.1.1 MISIÓN

´´Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos, propiciar

el racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública

y de los activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de

precautelar los intereses de la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno

control de las operaciones y actividades relacionadas´´.(ARCH, 2014)

2.1.2 VISIÓN

´´La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida

como el garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector

Hidrocarburífero, gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión

transparente y a su cultura de servicio y mejoramiento continuo´´.(ARCH, 2014)

2.2 MARCO LEGAL

Mediante Registro Oficial N°.244 del 27 de AGOSTO del 2010, se publica la Ley de

Hidrocarburos, según el articulo11 se crea la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero, como organismo técnico administrativo, encargado de regular,

controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases

de la industria hidrocarburifera, que realicen las empresas públicas o privadas,

nacionales o extranjeras que ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador;

adscrita al Ministerio sectorial con personalidad jurídica, autonomía administrativa,

técnica, económica, financiera con patrimonio propio.(ARCH, 2014)

2.3 MARCO ÉTICO

El presente estudio no va afectar los intereses de la compañía, ni de los autores de

estudios similares, a los cuales se hace referencia en la bibliografía.

25

2.4 MARCO DE REFERENCIA

2.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI

El Campo Shushufindi, en estudio, se localiza en la Provincia de Sucumbíos,

perteneciente a la Región Amazónica, ubicado al sur del Campo Atacapi, al Sur-

Oeste del Campo Libertador y al Nor-Este del Campo Sacha.

Gráfico 1: Ubicación del Campo Shushufindi

Fuente: (ARCH, 2014).

2.4.2 DESCRIPCION DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Inicialmente se consideró que los Campos Shushufindi y Aguarico eran diferentes,

por la presencia de un bajo estructural entre estos dos campos; posteriormente,

estudios realizados permitieron determinar la continuidad de los yacimientos y la

aproximada similitud de los cierres estructurales; con lo cual, se concluye que es una

sola estructura y, por lo tanto, un mismo Campo. La estructura del campo

Shushufindi corresponde a un gran anticlinal asimétrico cerrado en el lado Este por

una falla inversa. La estructura es plana y posee un cierre vertical de solo 67m

desde la cresta hasta el flanco, a lo largo de una distancia de 7 km. Además la falla

es irregular y discontinua con respecto a su efecto de sello y localmente permite un

fuerte influjo de agua proveniente del Este. (Biedma, 2014). El anticlinal

26

Shushufindi-Aguarico posee una orientación Norte–Sur, una longitud de 40 km y un

ancho de 10 km. Tiene una superficie de 400 Km2.

Gráfico 2: Marco estructural del Campo Shushufindi.

Fuente: (Biedma, 2014)

Elaborado por: Consorcio Shushufindi

El campo Shushufindi es el campo más grande de Ecuador: un gigante que contiene

un volumen estimado de 3700 millones de bbl de petróleo original en sitio. Al mes de

enero del 2014 el campo había producido aproximadamente 1200 millones de bbl,

(Biedma, 2014) descubierto en el año de 1968, al ser perforado el pozo Shushufindi-

1, el cual llegó hasta una profundidad de 9772 pies. Su producción inicia en 1972 y

la producción máxima de este campo es de 126400 BPPD. Sus principales

yacimientos son la arena U-inferior y T-inferior, que se caracterizan por su alta

porosidad y permeabilidad especialmente en el sector central de la estructura y son

cuerpos pertenecientes a la Formación Napo conteniendo el 90 % del petróleo

original en sitio. (Biedma, 2014). Mientras los reservorios secundarios son: U-

superior (G-2), T-superior y Basal Tena (BT), que se presentan en forma lenticular

en determinados sectores del Campo. Estos yacimientos son sub-saturados y tienen

un empuje lateral de agua. La producción del Campo Shushufindi es petróleo liviano

(29° API) y gas.

27

Gráfico 3: Yacimientos del Campo Shushufindi

Fuente: (Biedma, 2014)

Elaborado por: Consorcio Shushufindi

El grafico muestra: la formación Napo y sus miembros, el azul indica unidades de

lutita y caliza de baja permeabilidad, el amarillo indica arenas de buena calidad, el

anaranjado indica arenas de baja calidad y el verde indica lutitas. El sub-miembro

T-inferior es el yacimiento principal, siendo continuo y macizo a través del campo y

tiene su origen en el apilamiento vertical de arenas coalescentes (unidades arenosas

depositadas unas sobre otras para conformar un cuerpo arenoso que es

efectivamente continuo y pueden contribuir al flujo vertical de fluido). El yacimiento

del sub-miembro U-inferior también es continuo a través del campo, pero exhibe una

mayor variación estratigráfica que el submiembro T-inferior. Los sub-miembros T y

U superiores son yacimientos secundarios que exhiben poca continuidad lateral y se

encuentran presentes es su mayor parte como lentes localizados. (Biedma, 2014).

2.4.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI

2.4.3.1 Formación Orteguaza

Comprende varias capas entre las cuales se tiene:

Lutita: gris verdosa, gris clara, verde oliva, moderadamente dura a suave,

subblocosa, irregular a fisil, cerosa, no calcárea. En partes con inclusiones de

micropirita.

28

Arenisca: gris clara, café clara, blanca, translucida a transparente, friable, grano fino

a muy fino, cuarzosa redondeada a subredondeado, buena a regular selección, matriz

argilacea, cemento no visible, pobre porosidad visible, con inclusiones de glauconita,

sin presencia de hidrocarburos.

Limolita: crema, gris clara, gris verdosa, suave, suave a moderadamente dura,

subblocosa a blocosa, terrosa, no calcárea, con inclusiones de glauconita.

Carbón: negro, café oscuro, moderadamente duro irregular a blocoso, leñoso.

2.4.3.2 Formación Tiyuyacu

Está compuesta principalmente por arcillolita intercalada con limolita y arenisca.

Presenta dos intervalos conglomeráticos, uno cuarzoso y otro chertoso.

Arcillolita: gris verdosa, gris clara, crema, moderadamente dura, irregular

subblocosa, terrosa –cerosa. No calcárea. Con inclusiones de micro micas.

Arenisca: blanca, gris clara, translucida, friable, grano muy fino a fino, grano medio

grueso hacia la base, cuarzosa, sub redondeada a redondeada, buena a mala regular

selección, matriz argilacea, cemento no visible, pobre porosidad, con inclusiones de

glauconita. Sin presencia de hidrocarburos.

Limolita: gris verdosa, gris clara, crema, moderadamente dura, subblocosa, terrosa,

no calcárea, inclusiones micro micáceas. Localmente arenisca de grano muy fino.

Conglomerado: blanco amarillento, blanco, transparente – translucido, suelto,

cuarzoso, subangular, grano medio a grueso, pobre selección, matriz y cemento no

visibles. Asociado a chert.

Conglomerado superior: constituido por conglomerado (blanco), arcillolita y limolita

Conglomerado inferior: constituido por conglomerado (negro), arcillolita, limolita y

arenisca.

2.4.3.3 Formación Tena

Arcillolita: marrón, marrón rojiza, crema moteada con marrón rojizo,

moderadamente dura, irregular, subblocosa, cerosa a terrosa, no calcárea.

29

Limolita: marrón, marrón rojiza, gris, dura subblocosa, cerosa a terrosa, no calcárea.

En partes grada a arenisca muy fina.

Arenisca: blanca, blanca lechosa, translucida, friable, cuarzosa, grano muy fino a

fino, subredondeado a redondeado, regular selección, matriz argilacea, cemento

calcáreo, pobre porosidad, sin presencia de hidrocarburo.

2.4.3.3.1 Basal tena.

Nivel comprendido por arenisca intercalada con arcillolita y calizas.

Arenisca: blanca, hialina, café clara, transparente a translucida, friable a suelta,

cuarzosa, grano medio a fino, subangular a subredondeado, regular selección, matriz

argilacea, cemento calcáreo, porosidad pobre, con presencia de crudo residual. Pobre

manifestación de hidrocarburos.

Arcillolita: marrón rojiza, marrón, crema moteada con marrón, moderadamente

dura, irregular a subblocosa, cerosa – terrosa, no calcárea.

Caliza: crema, crema moteada con gris, moderadamente dura a suave, irregular,

pobre porosidad, sin presencia de hidrocarburo.

2.4.3.4 Formación Napo

Se constituye en la parte superior de lutitas intercaladas con escasas capas de caliza.

Lutita: gris, gris oscura, moderadamente dura, planar, subblocosa, fisil, cerosa, no

calcárea.

Caliza: crema, crema moteada con gris claro, marrón, moderadamente dura a suave,

subblocosa, pobre porosidad, con inclusiones de glauconita, sin presencia de

hidrocarburo.

Además se encuentran los siguientes miembros todos constituidos principalmente por

caliza intercalada con niveles de lutita.

2.4.3.4.1 Caliza M-1

Caliza: crema, gris claro, suave a moderadamente dura, blocosa, porosidad no

visible. Sin presencia de hidrocarburos.

30

Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa, sublaminar, fisil,

cerosa, calcárea.

2.4.3.4.2 Caliza M-2

Caliza: gris, gris clara, suave a moderadamente dura, blocosa, porosidad no visible.

Sin presencia de hidrocarburos.

Lutita: gris clara, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa, laminar,

fisil, cerosa, no calcárea.

2.4.3.4.3 Caliza A

Caliza: blanca, gris clara, suave a moderada dura, subblocosa a blocosa, porosidad

no visible. Sin presencia de hidrocarburos.

Lutita: gris oscura, gris, moderadamente dura, subblocosa, planar, fisil, cerosa a

terrosa, calcárea.

2.4.3.4.4 Arenisca U superior

Arenisca: blanca, gris claro, hialina, translucido a transparente, friable a dura,

cuarzosa, grano medio a muy fino, subangular a redondeado, regular selección,

matriz argilacea, cemento calcáreo, porosidad no visible, con inclusiones de

glauconita. Pobre manifestación de hidrocarburos. Presencia de hidrocarburos en

puntos de color café.

Lutita: gris oscura, gris clara, suave a moderadamente dura, blocosa, laminar,

terrosa a cerosa, calcárea.

2.4.3.4.5 Arenisca U inferior

Arenisca: blanca, gris clara, hialina, transparente, fiable, cuarzosa, grano fino a

medio, subredondeado a subangular, regular selección, matriz y cemento visibles,

porosidad no visible. Pobre manifestación de hidrocarburos, presencia de

hidrocarburos en color café claro a oscuro.

Lutita: gris oscura, gris, suave a moderada dura, soluble, sublaminar, con

inclusiones de micro pirita, cerosa, calcárea.

31

2.4.3.4.6 Base arenisca U inferior

Lutita: gris oscuro, gris claro, suave a moderada dura, subblocosa, planar, cerosa, no

calcárea, con inclusiones de micro pirita.

2.4.3.4.7 Caliza B

Caliza: blanca a crema moteada con gris, subblocosa, porosidad no visible. Sin

presencia de hidrocarburos.

2.4.3.4.8 Arenisca T superior

Arenisca: gris clara, hialina, transparente a translucido, friable, moderadamente

consolidada, cuarzosa, glauconítica, grano fino, subredondeado a subangular, buena

selección, matriz argilacea, cemento calcáreo, regular porosidad, con inclusiones de

pirita. Pobre manifestación de hidrocarburos, presencia de hidrocarburo en puntos de

color café oscuro a negro.

Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa a planar

quebradiza, astillosa, cerosa, ligeramente calcárea, con inclusiones de micropirita.

Caliza: blanca, crema moteada con gris, subblocosa, porosidad no visible, sin

presencia de hidrocarburos.

2.4.3.4.9 Arenisca T inferior.

Arenisca: blanca, hialina, transparente, a translucida, friable a suelta, cuarzosa,

grano medio a grueso, subangular a redondeado, regular selección, matriz caolinítica,

cemento calcáreo, pobre porosidad visible. Pobre manifestación de hidrocarburos,

presencia de hidrocarburo en puntos de color café oscuro.

Lutita: marrón oscuro, gris, suave a moderada dura, subblocosa, laminar, terrosa, no

calcárea.

2.4.3.4.10 Base arenisca T inferior

Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente dura, planar, fisil, ceros, no

calcárea.

32

Caliza: blanca, crema moteada con gris, suave a moderadamente dura, blocosa,

porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos.

Arenisca: blanca, transparente a translucida, friable a suelta, cuarzosa, grano medio

a grueso, subangular a subredondeado, regular selección, matriz y cemento no

visibles, pobre porosidad visibles, con glauconita, sin presencia de hidrocarburo.

Caolinita: blanca, crema, suave a moderadamente dura, irregular blocosa, terrosa.

2.4.3.5 Formación Hollín

Formada por arenisca intercalada con lutita en el tope se encuentran algunos niveles

de caliza y hacia la base carbón.

Lutitas: de color gris oscuro a negras, moderadamente duras a suaves, en forma de

bloques, laminar a sublaminar, subfisil, astillosas, ocasionalmente calcáreas.

Areniscas: cuarzosas de color gris, grises, blancas, sueltas, de granos finos a medios,

matriz arcillosa, no se observa cemento, pobre porosidad visual.

Calizas: Blancas, blancas moteado con gris, moderadamente firme a suaves, en

forma de subbloque, textura lodosa, no se observa porosidad visual.

33

Gráfico 4: Columna litológica estimada de la Cuenca Oriente

Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012)

2.4.4 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Se describe las principales formaciones de interés:

2.4.4.1 FORMACIÓN TENA

Se encuentra ubicada sobre la formación Napo, constituida por areniscas que marcan

la entrada a la formación Napo; además por limolita roja o café, areniscas cuarzosas

claras y un tamaño de grano medio a fino, la matriz es arcillosa. Su potencia esta

entre 1700 y 3300 pies.

2.4.4.1.1 Basal Tena

Es un reservorio que aparece en ciertas áreas del Campo con espesores que varían

entre 1 a 22 pies.

34

2.4.4.2 FORMACIÓN NAPO

Los yacimientos U y T son similares tanto en origen como en constitución y están

formados por areniscas de grano fino. Son regionalmente continuos pero tienen

barreras de permeabilidad tanto longitudinales como transversales, que dividen al

campo en pequeños sub-campos. Los reservorios productores de la formación Napo

tienen un empuje parcial de agua y estos son: Arenisca U, Arenisca T, Arenisca M1 y

Arenisca G2.

Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro, de

granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi completamente

libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del grano es variable y

mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a medio con algunas

zonas de grano grueso.

La Arenisca U contiene crudo de 24-30 °API. Algunos pozos localizados al Sur

muestran una gravedad de 16 – 20 °API. El valor de salinidad promedio es 40000

ppm de Cloruro de Sodio. Los valores de muchos parámetros como °API, porosidad,

permeabilidad, salinidad no son completamente homogéneos a lo largo y ancho del

Campo.

2.4.4.2.1 Arenisca U-superior (G2)

Este reservorio contiene glauconita y pirita diseminada (minerales conductivos) que

afectan la resistividad en los registros eléctricos, por lo tanto existe la posibilidad de

que este reservorio contenga petróleo en zonas de baja resistividad. Se estima 367

millones de barriles de petróleo en sitio para este reservorio.

2.4.4.2.2 Arenisca U-inferior

Esta arenisca se encuentra presente en todo el Campo, pero con importantes

variaciones petrofísicas, facies y unidades de flujo.

Las Areniscas T, son cuerpos de buenas características, como: permeabilidad,

porosidad, limpias, potentes, continuas, de baja viscosidad y movilidad de fluidos

comparados que en la arenisca U. Tiene salinidad promedio de 15000 a 25000 ppm

de Cloruro de Sodio.

35

2.4.4.2.3 T-superior

Presenta buenas características y constantes sobre todo el campo, la permeabilidad

está en valores menores a 1000 mD.

2.4.4.2.4 T-inferior

De igual manera de buenas características y constantes sobre todo el campo.

Tabla 1: Espesores estimados de reservorios del Campo Shushufindi

RESERVORIO ESPESOR (pies)

U-superior 60-140

U-inferior 10-100

T-superior 60-145

T-inferior 30-110


Elaborado por: William Lalaleo

En resumen podemos observar la columna estratigráfica del Campo Shushufindi en

el siguiente gráfico.

36

Gráfico 5: Columna estratigráfica del Campo Shushufindi

Fuente: (ARCH, 2014)

2.4.5 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS

2.4.5.1 Introducción

Es importante entender la química de las arcillas porque puede ser añadida

intencionalmente, o puede entrar en el lodo como contaminante importante mediante

la dispersión de sólidos de perforación. La química de las arcillas también es

importante en lo que se refiere a las interacciones entre los lodos base agua y las

lutitas que afectan la estabilidad del pozo.

37

Arcilla es un término amplio que se usa comúnmente para describir los sedimentos,

suelos o rocas compuestos de partículas minerales y materia orgánica de granos

extremadamente finos… arcilla también se usa como termino general para describir

las partículas que tienen un diámetro inferior a 2 micrones, las cuales incluyen la

mayoría de los minerales arcillosos. (API, 2001)

Las rocas sedimentarias provienen de la alteración causada por agentes atmosféricos

de rocas preexistentes. La alteración producida por los agentes atmosféricos incluye

descomposición química y la desintegración mecánica, por lo tanto se dividen en

sedimentos clásticos (o detríticos) que son los productos de la acumulación mecánica

de granos individuales y sedimentos químicos (y bioquímicos) y de precipitaciones

químicas a partir de soluciones.

Las rocas sedimentarias clásticas se clasifican según el tamaño de las partículas que

componen la roca. Las clases de tamaño más importantes de las partículas

sedimentarias y los tipos de roca correspondiente son:

Grava / conglomerado

Arena / arenisca

Limo / limolita

Arcilla / lutita

Tabla 2: Clasificación granulométrica de las partículas

Granulometría

partículas Tamaño

arcillas < 0,002 mm

limos 0,002 – 0,06 mm

arenas 0,06 – 2 mm

gravas 2 mm – 6 cm

Fuente: www.wikipedia.com


La lutita, la arenisca y la caliza constituyen la inmensa mayoría de las rocas

sedimentarias, ya que un porcentaje muy pequeño se compone de otros tipos de

http://www.wikipedia.com/

38

rocas. En la mayoría de las cuencas de petróleo y gas; la lutita constituye del 50 % a

75% de las rocas perforadas. Por lo tanto, es necesario conocer, los principales tipos

de rocas sedimentarias presentes en las perforaciones de pozos.

Conglomerados, son gravas consolidadas. Están formados por guijarros gruesos,

generalmente redondeados por la acción de las corrientes de agua.

Areniscas, son capas de arena que se han consolidado. El material que mantiene

unidos a los granos de arena puede ser sílice, carbonatos, y/o material arcilloso. El

principal mineral de las areniscas es el cuarzo.

La estructura de una arenisca está compuesta de:

Granos, que son los fragmentos de mayores tamaños, suele predominar en

los sedimentos arenosos el cuarzo, siendo un mineral muy estable.

Matriz, es el relleno intergranular, que puede ser limo o arcilla.

Cemento, es la materia fina que une todos los componentes y que suele

precipitarse en el proceso de diagénesis.

Estas a su vez se dividen en: ortocuarcita, cuando la roca contiene más del 90% de

granos de cuarzo; arcosa, si la roca contiene cantidades notables de feldespato y

grauvaca, es una mezcla de cuarzo en abundancia, granos de feldespatos, fragmentos

de rocas y limos finos o material arcilloso y puede contener un 30% de arcilla de

grano fino o de clorita o de ambas. Las de grano más fino se transforman en pizarras.

Pizarras arcillosas, las pizarras arcillosas son rocas sedimentarias de grano muy

fino, que se han formado por la consolidación de capas de cieno, arcilla o

sedimentos. Cuando se introduce cuarzo y aumenta el tamaño del grano se entra ya

en las grauvacas y con la presencia de calcita, en las calizas.

Piedra caliza, se compone principalmente de calcita, CO3Ca, y es el más abundante

de los precipitados químicos en las rocas sedimentarias. Muchos de los organismos

que habitan en el mar utilizan el carbonato cálcico del agua para formar los

caparazones protectores duros. Cuando estos organismos mueren las partes calcáreas

duras se acumulan en el fondo del mar. Las calizas están formadas dominantemente

por calcita, pero pueden contener pequeñas cantidades de otros minerales.

Dolomía, estas no se han formado como rocas primarias, sino que se originaron por

la alteración de la caliza pura en la cual parte del calcio se reemplazó por magnesio.

39

Este proceso de dolomitacion ha sido originado por la acción del agua del mar poco

después de su deposición o por el agua subterránea una vez que se ha consolidado y

elevado por encima del nivel del mar.

Evaporitas, cuando una porción de agua de mar separada de éste, o cuando las aguas

de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depósitos

sedimentarios llamados evaporitas.

Es importante entender la naturaleza de la lutita, de la arcilla y de los componentes

del sistema. La lutita es la roca sedimentaria clástica que se compone principalmente

de partículas que están incluidas en la clase de tamaño de arcilla.

Gráfico 6: Poro lleno de caolinita autígena (aumento 1000x).

Fuente: CORE LAB

Elaborado por: CORE LAB

La otra definición se refiere a una clase de minerales conocidos como minerales

arcillosos desde el punto de vista químico y mineralógico. Estos minerales se refiere

tienen propiedades físico-químicas que dependen de su estructura y de su tamaño de

grano, los cuales están clasificados como silicatos alumínicos hidratado de granos

finos que tienen microestructuras bien definidas, pertenecientes al grupo de los

filosilicatos; cuya fórmula es:

Al2O3 -2SiO2 -H2O.

En la clasificación mineralógica, los minerales arcillosos están clasificados como

silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas

formadas de capas de sílice y alúmina. Cada capa consta de una estructura laminar

CUARZO

40

y delgada, llamada capa unitaria… los minerales arcillosos también se pueden

clasificar de acuerdo a la relación de capas de sílice y alúmina, tal como 1:1, 2:1 y

2:2, además de si estos minerales son estratificados o en forma de aguja. (API,

2001)

Los minerales arcillosos están conformados por dos unidades estructurales básicas; la

hoja octaedral de aluminio y la hoja tetraedral de sílice. La unidad tetraédrica se

constituye de un átomo de silicio situado en el centro de un tetraedro, equidistante de

cuatro átomos de oxígeno, o hidróxilos.

Gráfico 7: Unidad octaédrica y tetraédrica

Fuente: (Halliburton, 2008)

En la estructura tetraédrica se sustituye el Si4+ por el Al3+ y otros cationes como el

Na, K, Ca, Mg para lograr una estructura neutra. La unión de varias tetraedros nos

generan hojas que se extienden a lo largo y lo ancho dando origen a las estructuras

laminares. Las unidades fundamentales de las hojas tetraedrales y octaedrales son

unidas para formar una lámina por átomos de oxígeno compartidos.

La unión de estructuras tetraédrica y octaédrica forman capas unitarias

respectivamente y se clasifican en: Bilaminares, tienen dos capas, una tetraedrica

más una octaédrica y se denominan 1: 1 (T: O) y Trilaminares, constituida por tres

capas: dos hojas tetraédricas y una octaédrica, denominadas 2:1 (T: O: T). a la

unidad formada por la unión de una capa octaédrica más una o dos tetraédricas se la

denomina lámina.

41

2.4.5.2 Tipos de arcillas

Existe una gran variedad de minerales arcillosos, pero los que interesan en relación

con los fluidos de perforación pueden ser clasificados en tres tipos:

2.4.5.2.1 Atapulgita y sepiolita

La atapulgita y sepiolita son minerales de arcilla de estructura larga y delgada en

forma de una aguja no hinchables. Este tipo de arcillas requiere fuerte agitación

mecánica para desarrollar viscosidad.

La sepiolita es un viscosificador suplementario para los fluidos geotérmicos y de alta

temperatura. Tienen desventajas como son: mayor costo, falta de control de

filtración, debido a la forma de las partículas y características reológicas más difíciles

de controlar.

La atapulgita no se hincha ni se dispersa en agua dulce como la bentonita, ni

tampoco forma revoques de calidad por su estructura en forma de aguja, por lo tanto

no controla filtrado, solamente posee la capacidad de suspensión (mejorador de

viscosidad) y no es afectada en una forma adversa por la presencia de sales disueltas

(alta concentración de electrolitos), esta es la razón para su aplicación en lodos

salinos.

2.4.5.2.2 Ilita, Clorita, Caolinita

Este tipo de arcillas son laminares no hinchables o ligeramente hinchables.

La ilita es un mineral arcilloso de tres capas (2:1), poco expandible debido a que no

se hincha ni se separan en presencia de agua,…los iones potasio (K*) presentes entre

las capas unitarias no están disponibles para el intercambio. Solo los iones potasio

que se encuentran en las superficies exteriores pueden ser cambiados por otros

cationes. (API, 2001) no es deseable como arcilla para preparar fluidos de

perforación.

La clorita es un Arcilla de tres capas. No se hinchan en su forma pura, pero pueden

lograrlo al ser modificadas. Además se encuentran en antiguos sedimentos marinos

enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema

42

importante a menos que estén presentes en grandes cantidades. La capacidad de

intercambio catiónico de la clorita está entre 10 a 20 meq/100g.

La caolinita es una arcilla de dos capas. No es deseable como arcilla para preparar

fluido de perforación, porque tiene menor capacidad de absorber agua. Es menos

reactiva que otros minerales arcillosos. La caolinita se encuentra comúnmente como

componente menor a moderado (de 5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como

las lutitas y areniscas. La capacidad de intercambio catiónico es relativamente baja

entre 5 a 15 meq/100g.

Las formaciones de lutita con capas mixtas de ilita y esmectita se vuelven

generalmente menos hinchables pero más dispersivas en agua, a medida que la

profundidad aumenta.

2.4.5.2.3 Montmorillonita

Este mineral arcilloso es parte del grupo de las esmectitas. La montmorillonita es una

arcilla de tres capas, es un mineral muy blando y muy adsorbente. El poder

adsorbente le proporciona gran plasticidad, son expansibles y constituyen la

bentonita. Se usa la Montmorillonita para dar al fluido una viscosidad varias veces

superior a la del agua mediante la capacidad de absorber moléculas de agua entre las

hojas.

Existe tres tipos de montmorillonita: sódica (Na*), caustica (Na*) y magnésica

(Mg2*). La Montmorillonita presente en las lutitas es generalmente la

montmorillonita cálcica, debido a que está en equilibrio con el agua de formación, la

cual es generalmente rica en calcio. La bentonita de Wyoming se añade generalmente

a un lodo para aumentar la viscosidad, reducir el filtrado y se hincha cuatro veces

menos que la bentonita sódica.

43

Gráfico 8: Arcilla esmectita

Fuente: Oilfield

Las propiedades de filtración y reológicas del lodo dependen de las cantidades de

las diferentes arcillas contenidas en el lodo de perforación; en consecuencia, la

Montmorillonita es añadida con el propósito de controlar las propiedades antes

mencionadas y las demás arcillas pueden ser consideradas como contaminantes

debido a que no son tan eficaces como una arcilla comercial. (API, 2001)

En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en que las

fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas individuales pueden

separarse de los paquetes. La separación de estos paquetes en múltiples capas se

llama dispersión. Este aumento del número de partículas, junto con el aumento

resultante del área superficial, causa el espesamiento de la suspensión.

Las arcillas cumplen dos funciones:

1. Proporcionar viscosidad al fluido de perforación

2. Depositar un revoque que sellará las formaciones permeables para limitar las

pérdidas por filtración y evitar el atascamiento de la tubería.

44

La Bentonita de Wyoming o también llamada arcilla activada, es una arcilla

comercial añadida al agua para preparar un lodo base agua. Está generalmente

definida como montmorillonita sódica, utilizado habitualmente en el lodo de

perforación. La bentonita se dilata considerablemente si se expone al agua, lo que la

hace ideal para proteger las formaciones de la invasión de los fluidos de perforación;

es decir, es utilizado ampliamente como aditivo del lodo para control de filtración y

viscosidad dando revoques de baja porosidad, permeabilidad y alta compresibilidad.

Esta arcilla tiene como propósitos principales: reducir la pérdida de agua mediante la

formación de un revoque liso, delgado, flexible, de baja permeabilidad y altamente

compresible y el otro propósito es mejorar la capacidad de limpieza y suspensión del

fluido.

La Bentonita sódica es un aditivo para lodo de arcilla de alta calidad. La principal

característica es que absorbe varias veces su peso en agua y tiene excelentes

propiedades coloidales; es decir, tiene gran capacidad de hidratación y dispersión en

agua dulce es hasta 10 veces su volumen original, lo que la vuelve excelente recurso

para la preparación de lodos de perforación; mientras, en agua salada su rendimiento

es menor llegando a ocupar un volumen tres veces mayor a su volumen original. Su

capacidad de “hincharse” la convierte en un buen sellador, lo que evita la pérdida por

filtración.

La bentonita cálcica (Montmorillonita de calcio), es una bentonita de bajo

rendimiento cuya distribución es más amplia y que se utiliza en muchas aplicaciones

comerciales, incluyendo los fluidos de perforación. La bentonita cálcica no absorbe

suficiente agua para hidratarse y dispersarse, su rendimiento es de 45 a 65 bbls/ton en

agua fresca. Una concentración de 40 lbs/bbl da una viscosidad Marsh aproximada

de 36 seg/1/4 galón. El rendimiento de toda arcilla se puede mejorar mezclándola con

un polímero orgánico, que puede ser un poliacrilato y/o una poliacrilamida. Esta

mezcla se conoce con el nombre de bentonita beneficiada o arcilla peptizada.

La bentonita cálcica, se trata con carbonato de sodio para remover el exceso de calcio

y se le agrega polímero para mejorar sus características viscosificantes. Esta

bentonita tiene aproximadamente la mitad del rendimiento de la bentonita sódica.

Tanto la bentonita sódica y cálcica se utilizan en la preparación y mantenimiento de

fluidos base acuosa. El rendimiento de las arcillas depende de la calidad del agua. Si

45

se usan aguas, mineralizadas, las arcillas rinden menos y su comportamiento es

pobre, por consiguiente, la naturaleza del agua es importante y puede indicar la

selección de la arcilla adecuada y el tratamiento químico correcto. Si el agua para

preparar fluidos contiene más del 5% de sal, las bentonitas comunes pierden su

propiedad gelatinizante y se debe usar una bentonita especial para agua salada como

es la atapulgita, es decir su desarrollo de viscosidad y gelatinización en agua salada

es similar al de la bentonita en agua dulce.

La mayoría de las arcillas de formación encontradas durante la perforación del hoyo

superficial son sódicas y pueden ser convertidas a cálcicas mediante el agregado de

cal. Entre ellas están las arcillas Gumbo, que causan problemas severos de

embolamiento de la broca y atascamiento de la tubería. Estos problemas pueden ser

minimizados con tratamiento químico y mecánico.

En la perforación existe un rápido aumento de la concentración de arcillas de la

formación en el fluido a medida que se circula.

2.4.5.3 La capacidad de intercambio catiónico

La capacidad de intercambio catiónico es una medida de la habilidad y cantidad de

cationes (iones de carga positiva) que puede admitir un mineral de arcilla o un

material similar en su superficie de carga negativa, expresada como mili-ion

equivalente por 100 g, o más comúnmente como miliequivalente (meq) por 100 g de

arcilla seca (meq/100g).

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, tenemos

montmorillonita sódica, montmorillonita cálcica y/o montmorillonita magnésica.

2.4.5.4 Mecanismo de hidratación de las arcillas

La bentonita se hidrata y se hincha. La hidratación es la primera etapa de la

interacción arcilla-agua. Cuando la bentonita seca se agita en agua, la hidratación se

observa en la forma de hinchamiento.

46

2.4.5.4.1 Hinchamiento cristalino o superficial

Este proceso resulta de la adsorción de una capa monomolecular de agua en la

superficie basal. En el caso de la esmectita se realiza de la siguiente manera.

Gráfico 9: mecanismo de hidratación de las arcillas

Fuente: (Hermoso limon, 2014)

2.4.5.4.2 Hinchamiento osmótico

Se produce por la atracción del agua hacia las láminas ocasionando un aumento en el

espaciamiento. Este hinchamiento en la Montmorillonita sódica incrementa su

volumen, gracias a la adsorción de 10 gramos de agua por cada gramo de arcilla seca.

Mientras 0,5 gramos de agua es absorbido por el hinchamiento cristalino.

Estado hidratado

Las estructuras laminares de las arcillas y las moléculas de agua tienen una gran

interacción, dada principalmente por fuerzas electrostáticas. Estas fuerzas son el

resultado del carácter dipolar de la molécula de agua, es decir que se comporta como

un pequeño imán, ya que se halla compuesta por un átomo de oxigeno (O2-) y dos de

hidrógeno (H+); ya que los hidrógenos se encuentran en los extremos de la molécula,

aparece a un lado una concentración de carga positiva y en el otro una carga más

negativa.

Por eso las moléculas de agua se asocian rápidamente a la superficie de las láminas

de arcilla, las cuales también presentan una carga neta negativa.

47

Ahora analizaremos en forma secuencial el proceso de hidratación e hinchamiento de

las estructuras de las arcillas.

Gráfico 10: Etapas secuenciales en la interacción del agua con la arcilla


Etapa 1: Al inicio la arcilla se encuentra en estado deshidratado, con algunos iones de

sodio (Na+), potasio (K+) o tal vez calcio (Ca2+) absorbidos en el espacio ínter-

laminar.

Etapa 2: Desde el punto de vista electrostático, las cargas negativas en la arcilla se

acumulan en las superficies planas de las laminillas, mientras que los bordes

acumulan cargas positivas. Luego los iones sodio tienden a concentrarse sobre las

caras planas.

48

Etapa 3: Al ponerse en contacto con la arcilla, las moléculas de agua, son atraídas

fuertemente hacia las superficies planas debido a la presencia de los iones sodio

cargados positivamente.

Etapa 4: En este estado las moléculas de agua se hacen más dipolares atrayendo más

moléculas de agua.

Etapa 5: La carga negativa en la superficie de las láminas se incrementa conforme las

moléculas de agua se enlazan unas con otras al aumentar su polarización. Llega un

momento en que la carga superficial es tal, que las láminas se repelen unas con otras,

separándose, por lo que el espacio ínter-laminar se expande, originando el

hinchamiento característico de las arcillas.

Etapa 6: Las moléculas de agua continúan llenando el espacio interpaginar,

neutralizando parcialmente las superficies expuestas y manteniendo las láminas

apartadas unas de otras, hasta que el agua es eliminada mediante algún proceso de

secado, lo cual origina una contracción del volumen de la hojuela.

Etapa 7: El equilibrio de la hidratación es alcanzado cuando termina la mezcla de la

arcilla con el agua, dando como resultado una estructura interna hidratada que hace

coincidir los bordes cargados positivamente con las caras cargadas negativamente, de

modo que se forma una estructura de castillo de naipes, dando lugar a que las

moléculas de agua entren y salgan libremente. Esta estructura puede derrumbarse

mediante la agitación vigorosa de la suspensión, lo cual tiende a formarse de nuevo si

la agitación termina. Este último efecto se da ya que las hojas mantienen la fuerte

carga electrostática que las atrae.

2.4.5.5 Estados de la arcilla

Es necesario conocer el estado de asociación de las partículas de arcilla porque los

distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes para la

reología de las suspensiones de arcilla. Estas partículas de arcilla se asocian cuando

están en uno de los siguientes estados: agregación, dispersión, floculación o

defloculado. Pueden estar en uno o varios estados de asociación a la vez pero con un

estado de asociación predominando.

49

2.4.5.5.1 Estado agregado

Es la condición normal de la arcilla antes de ser hidratada. En agua o en fluido de

perforación a base de agua, las partículas de arcilla forman agregados en una

configuración deshidratada de contacto directo. Esto ocurre después de un influjo

masivo de iones de dureza en lodo a base de agua dulce o durante el cambio a lodo a

base de cal o yeso. La agregación genera reducciones drásticas de la viscosidad

plástica, el umbral de fluencia plástica y la resistencia de gel.

Gráfico 11: Estado agregado de las arcillas


2.4.5.5.2 Estado disperso

Ocurre cuando la arcilla que originalmente estaba en estado agregado, mediante la

aplicación de fuerzas mecánicas o por hidratación hasta tal punto que las láminas que

la componen se separan unas de otras coexistiendo suspendidas en la solución

acuosa, esto ocurre principalmente en fluidos en donde la solución es 100% agua o

con concentraciones muy bajas de electrolitos.

50

Gráfico 12: Estado disperso de las arcillas


2.4.5.5.3 Estado floculado

Es una condición en la que las arcillas, los polímeros u otras partículas cargadas

eléctricamente pequeñas se adhieren y forman una estructura frágil, un flóculo. En

las lechadas de arcillas dispersas, la floculación se produce después de que la

agitación mecánica cesa y las plaquetas de arcilla dispersas forman flóculos

espontáneamente debido a la atracción entre las cargas negativas de los frentes y las

cargas positivas de los bordes.

Los problemas operacionales que se presentan de debido a la floculación es la

ocurrencia de pega de tubería, disminución de la tasa de penetración, como

consecuencia de este estado, una alta viscosidad y una pérdida de filtrado.

Principalmente en los fluidos de perforación base agua, las arcillas influyen en gran

medida en la reología y en el filtrado de los fluidos. La floculación se produce por

altas temperaturas, cationes polivalentes, altas concentraciones de sales y

condiciones de pH.

51

Gráfico 13: Estado floculado de las arcillas


2.4.5.5.4 Estado desfloculado

Es la separación de partículas por neutralización de cargas eléctricas, es decir, la

defloculacion ocurre como consecuencia de la adición de un producto químico que

genera la separación de las láminas de arcilla; hay que anotar que el floculante

persiste en la solución. Como aditivos defloculantes se cuentan los polifosfatos,

taninos, lignosulfanatos, adelgazantes y/o dispersantes.

2.4.5.6 Inhibición de arcillas

En los fluidos de perforación, los términos inhibir, inhibición y sistema de lodos

inhibidores se refieren a detener o lentificar la hidratación, hinchamiento y

desintegración de las arcillas y lutitas; es decir, prevención de la dispersión. Las

formaciones arcillosas deben ser perforadas con fluidos que contengan alta

concentración de iones inhibidores como potasio, calcio, etc. Particularmente en

lutitas reactivas se recomienda el uso de fluidos base aceite al cien por ciento.

Al producirse un intercambio en las láminas de sodio por iones potasio estos inhiben

la hidratación de los paquetes de arcilla evitando el hinchamiento y-o dispersión de la

misma. Es obvio que a menor impureza, mayor será la capacidad de intercambio

catiónico de la arcilla.

52

Tabla 3: Capacidad de intercambio por cada 100 gramos de arcilla seca

Arcilla Meq/100g de arcilla seca

Montmorillonita 70-100

Illita 10-40

Caolinita 3-15

Clorita 10-40

Atapulgita 10-35


2.4.5.7 Composición de los lodos base agua-arcilla

En los lodos base agua arcilla, el agua constituye la fase liquida continua en la cual

ciertos materiales son mantenidos en suspensión y otros materiales se disuelven.

Existen tres fases que conforman los fluidos base agua arcilla: (1) la fase acuosa o

continua, esta puede ser agua dulce, agua de mar, agua dura, agua blanda, etc. (2) la

fase de sólidos reactivos se compone de arcillas comerciales, arcillas hidratables

incorporadas y lutitas de formaciones que son mantenidas en suspensión de la fase

fluida y (3) los sólidos inertes en suspensión que son químicamente inactivos, estos

pueden ser la caliza, dolomita o arena y la barita.

2.4.5.8 Factores que afectan el rendimiento de las arcillas

Es necesario conocer el rendimiento de las arcillas, es decir la cantidad de barriles de

lodo de 15 cP de viscosidad que se puede obtener a partir de una tonelada de material

seco. Esto lo podemos observar en el gráfico de abajo:

La hidratación y la dispersión de la arcilla seca son muy afectadas, si el agua de

preparación contiene sal ó varios iones metálicos como sodio, cloro, sulfato,

magnesio, calcio, potasio bromo y otros componentes.

Estudios realizados muestran que, la hidratación de las arcillas a base de agua dulce

disminuye rapidamente, a medida que la concentración de los iones antes

53

mencionados aumenta, en especial con la presencia de calcio o magnesio (agua

dura). Mientras para “suavizar” el agua se obtiene añadiendo carbonato de sodio y

sosa caustica, para precipitar el calcio y el magnesio.

Gráfico 14: Hidratación de bentonita en agua dulce

Fuente: (API, 2001)

Gráfico 15: Hidratación de bentonita con agua salada

Fuente: (API, 2001)

Otro caso observado es usar la bentonita prehidratada en agua dulce y luego añadir

agua salada para ser usado como viscosificador, pero antes debe ser añadida se debe

tratarla con un desfloculante, de esta manera se puede reducir la floculación inicial

seguida por una pérdida de viscosidad causada por la deshidratación en el ambiente

de agua salada.

54

Gráfico 16: Adición de bentonita prehidratada al agua salada

Fuente: (API, 2001)

Otro factor importante es el efecto del pH sobre el rendimiento de la bentonita, la

mayoría de los lodos se utilizan a un valor de pH mayor a 7, debido a que el pH no

afecta la viscosidad.

2.4.6 REOLOGÍA

Reología es el estudio del flujo de líquidos y gases. El análisis de las propiedades

reológicas de un fluido es importante porque permite determinar y controlar:

Capacidad de limpieza del pozo

Propiedades de suspensión

Caída de presiones producidas en la sarta y en el espacio anular

Presiones de surgencia

Reducir o minimizar las posibilidades de dañar la formación.

En definitiva las propiedades reológicas permiten determinar la capacidad de

limpieza y suspensión del fluido en base a: viscosidad plástica, punto cedente y

fuerza de gel.

55

2.4.6.1 Viscosidad de embudo Marsh o API

La viscosidad (µ) en términos generales es, la resistencia al flujo de una sustancia. La

viscosidad de embudo se mide usando el viscosímetro de Marsh, y nos permite

comparar la fluidez de un fluido con la del agua, y su única función es la de

suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar. Es

recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad de embudo

más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de

gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado (presencia de

sólidos) exhibe alta viscosidad API. (PDVSA, 2002)

Los términos de la viscosidad están definidos por la relación esfuerzo cortante sobre

velocidad de corte

𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 =𝑒𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒

𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒=

𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎

𝑎𝑟𝑒𝑎𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎

𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎

=

𝑑𝑦𝑛𝑎𝑠

𝑐𝑚2

𝑝𝑖𝑒

𝑠𝑒𝑔

𝑝𝑖𝑒

= 1𝑃𝑜𝑖𝑠𝑒

Gráfico 17: Esfuerzo de corte y velocidad de corte

Fuente: (Wikipedia, 2013)

Esta figura muestra las fuerzas actuando sobre un fluido. La placa inferior es fija y la

superior se desplaza a una velocidad de un centímetro por segundo. La magnitud de

la fuerza necesaria para mantener este movimiento se mide en Poise.

Esfuerzo de corte, esfuerzo cortante (τ), es la fuerza necesaria para mover una

superficie determinada de fluido; es decir, está relacionado con la fuerza necesaria

para mantener un fluido fluyente.

56

Velocidad de corte (γ), es la tasa de velocidad a la cual una partícula del fluido se

mueve con respecto a otra en flujo laminar, dividido por la distancia entre ellas. Se

mide en seg-1 (segundos recíprocos).

2.4.6.2 Viscosidad aparente

Es la viscosidad de un fluido medida a una determinada velocidad de corte y a una

temperatura fija. Para que una medición de la viscosidad sea significativa, la

velocidad de corte debe ser expresada o definida. (Schlumberger, 2015). Ésta

viscosidad se la determina por la lectura del viscosímetro Fann a 300 RPM (Ɵ300), ó

la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (Ɵ600)

La viscosidad aparente indica la máxima concentración de sólidos arcillosos que

puede aceptar una mezcla agua/bentonita sin tratamiento químico, es decir, sin la

necesidad de utilizar adelgazantes químicos. La cantidad de sólido que se agrega va a

depender de la capacidad de esos sólidos para absorber agua y del tamaño de las

partículas.

2.4.6.3 Viscosidad efectiva (µe)

La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La

viscosidad efectiva es la velocidad de un fluido bajo condiciones específicas. Estas

condiciones son esfuerzo de corte, temperatura y presión. El término de viscosidad

efectiva es usado para describir la viscosidad medida o calculada correspondiente a

la tasa de corte existente en las condiciones de flujo en el pozo o en la sarta de

perforación.

2.4.6.4 Viscosidad plástica (VP)

La viscosidad plástica es la parte de la resistencia al flujo, causada por la fricción

mecánica, y está generalmente relacionada con el tamaño, forma y numero de las

partículas de un fluido en movimiento; es decir, el disminuir el tamaño de los sólidos

a volumen constante, implica el aumento de la viscosidad plástica debido a que se

produce un aumento en el área de contacto entre las partículas produciendo un

aumento en la fricción. Un aumento en la viscosidad plástica puede significar dos

casos (1) la viscosidad del agua (fase fluida) disminuye a medida que la temperatura

57

aumenta. (2) un aumento en el porcentaje en volumen de sólidos presentes en el

fluido de perforación. Estos sólidos perforados pueden ser controlados de tres

maneras: control mecánico de los sólidos, asentamiento y dilución o desplazamiento.

Las mediciones de la Viscosidad Plástica y del Punto de Cedencia son útiles para

determinar la causa de viscosidades anormales en los fluidos de perforación.

2.4.6.5 Punto cedente (PC), punto de Cedencia, punto de fluencia, Yield Point

(YP)

Es la fuerza requerida para iniciar el flujo y de su capacidad de suspender el material

densificante, retirar los recortes del pozo. El punto cedente es independiente del

tiempo. Se mide en lb/100 ft2.

El punto de Cedencia es la medida de las fuerzas de atracción entre las partículas,

bajo condiciones de flujo, depende de: (1) las propiedades superficiales de los

sólidos del fluido, (2) la concentración volumétrica de los sólidos y (3) el ambiente

eléctrico de estos sólidos (concentración y tipos de iones en la fase fluida del fluido).

Este término relaciona la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas

y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles como el

carbonato, calcio y los sólidos reactivos de formación.

Se presenta floculación en un fluido, cuando exhibe altos valores de punto de

fluencia; la misma se controla usando adelgazantes químicos, en el caso de que sea

causada por excesos de sólidos arcillosos, y agua cuando el fluido se deshidrata por

altas temperaturas; es decir, el punto cedente disminuye a medida que las fueras de

atracción son reducidas mediante el tratamiento químico.

2.4.6.6 Tixotropía y esfuerzos de gel

Es la medida de las fuerzas de atracción física y electroquímica bajo condiciones de

no flujo (fuerza de floculación en condiciones estáticas). Está relacionada con la

capacidad de suspensión del fluido y se controla de la misma manera como sucede

con el punto cedente porque es causado por el mismo tipo de solido reactivo. En

definitiva, la fuerza de gelatinización es la medida del esfuerzo de ruptura o

resistencia de la consistencia de gel, formado después de un periodo de reposo, y la

tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si se forma

58

lentamente después de que el lodo está en reposo, se dice que la tasa de

gelatinización es baja y alta en caso contrario. Las mediciones de resistencia de gel

denotan las propiedades tixotrópicas del lodo. Estas se clasifican de la siguiente

manera:

Geles progresivo (fuerte), inician bajo pero conforme transcurre el tiempo aumenta

consistentemente y, por lo tanto, son poco deseables, ya que pueden presentar

problemas, como caudales excesivos para romper la circulación, pérdida de

circulación, suabeo del pozo, etc.

Geles frágil (débil), comienza alto pero con el tiempo sólo aumenta ligeramente.

La fuerza de gel debe ser lo suficientemente baja para permitir el asentamiento de los

sólidos en los tanques de superficie, mayor rendimiento de las bombas, minimizar el

efecto de succión cuando se saca la tubería, y de pistón cuando se introduce la misma

en el pozo, y también facilitar el desprendimiento del gas incorporado al fluido, y por

consecuencia en el desgasificador. Mientras debe tener un valor alto para permitir la

suspensión de la barita y los sólidos incorporados, en los siguientes casos: cuando se

esté añadiendo barita; y, al estar estático el fluido de perforación.

La resistencia de gel es medida comúnmente después de intervalos de 10 segundos,

10 minutos y 30 minutos, pero pueden ser medidas en cualquier espacio de tiempo

deseado.

Una mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación, se

obtiene utilizando el viscosímetro Fann, el cual mide a diferentes velocidades de

corte; mediante el instrumento se registra lecturas comúnmente directas o digitales de

la resistencia de circulación. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar

la viscosidad plástica (VP) y el punto de fluencia (PF) (Yield Point; YP) del fluido.

2.4.6.7 Tipos de fluidos

En primer lugar: la mayoría de los fluidos, no dependen del tiempo; es decir, la

viscosidad no es constante, sino que varía con la velocidad de corte que se les

aplique; y, en segundo lugar los fluidos también pueden mostrar efectos que

dependen del tiempo. En estos casos la viscosidad del fluido tiende a disminuir con

59

el esfuerzo que se le aplica a una velocidad de corte constante. De este modo, los

principales tipos de fluidos son: newtoniano y no newtoniano.

2.4.6.7.1 Fluidos Newtonianos

El esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte, en

condiciones de flujo laminar, esto se presenta en sistemas como en el agua y el aceite

y por lo tanto tienen una viscosidad constante.

τ = µγ

Dónde:

τ = esfuerzo cortante

µ = coeficiente de viscosidad

γ = velocidad de corte (Gradiente de velocidades 𝑑𝑣

𝑑𝑦)

2.4.6.7.2 Fluidos No Newtonianos

La viscosidad varía con la temperatura y la tensión de corte que se le aplica, como

resultado, este tipo de fluido no tiene un valor de viscosidad definido y constante.

Los fluidos no newtonianos a su vez se dividen en no dependientes del tiempo; sino

más bien, dependen del esfuerzo que se les aplique; y, por otra parte se tiene los

fluidos dependientes del tiempo.

Dentro de los fluidos no dependientes del tiempo podemos citar los siguientes:

fluidos pseudoplásticos, en los cuales un aumento en la velocidad de corte resulta en

una reducción progresiva en la viscosidad; y, lo inverso también sucede, a menor

velocidad de corte, resulta una mayor viscosidad (la mayoría de los fluidos de

perforación son pseudoplásticos) y dilatantes porque al aumentar la deformación

aumenta la viscosidad. La viscosidad del fluido depende de la velocidad de corte en

los fluidos de perforación.

60

2.4.6.8 Modelos reológicos

Se han desarrollado modelos reológicos para caracterizar el comportamiento del flujo

de los fluidos no newtonianos, en función de sus velocidades de corte. Los modelos

reológicos más aplicables a ellos son: Modelo de Bingham, Modelo de la Ley de

Potencia y Modelo de Herschel y Bulkley.

2.4.6.8.1 Plástico Bingham

Algunos fluidos tienen un esfuerzo cortante mínimo, que se debe exceder antes de

que se inicie el flujo, y luego presenta una relación lineal (flujo newtoniano) entre el

esfuerzo y la relación de deformación. Este modelo es el que se ha utilizado con

frecuencia para caracterizar las propiedades de flujo del lodo de perforación,

plásticos, emulsiones, sólidos en suspensión en líquidos o agua. Este esfuerzo crítico

se denomina Valor de Cedencia (“Yield Point”) y matemáticamente se representa,

así:

τ = τ𝑦 + µ𝑝 ∗ γ

Dónde:

τ = esfuerzo de corte medido en lb/100 pies2.

τy = esfuerzo cortante a velocidad de corte cero (punto de Cedencia) en lb/100 pies2

µp = viscosidad plástica en cP

γ = velocidad de corte en seg-1 (Gradiente de velocidades 𝑑𝑣

𝑑𝑦)

2.4.6.8.2 Modelo de Ostwald-de Waele - Nutting o Ley de Potencia

Este modelo describe el comportamiento reologico de fluidos de perforación base

polímero, que no presenten esfuerzo de punto cedente, mediante la siguiente

ecuación:

𝝉 = 𝑲 ∗ 𝜸𝒏

Dónde:


61

K = índice de consistencia

γ = velocidad de corte en seg-1

n = índice de flujo

K y n son constantes que representan características de un fluido particular.

Conforme el fluido se hace menos viscoso, K aumenta y mientras el fluido se hace

menos resistente al corte, n disminuye. Por otro lado la Ley de Potencia y el modelo

de Hershel-Bulkley se han usado a menudo para describir soluciones poliméricas.

Gráfico 18: Perfiles ideales de viscosidad

Fuente: (BAROID, 2001)

Además, los efectos que dependen de la deformación, que se discuten anteriormente,

los fluidos también pueden exhibir efectos que dependen del tiempo. En estos casos

la viscosidad del fluido tiende a disminuir con el esfuerzo que se le aplica a una

velocidad de corte constante. Los fluidos que son tixotrópicos por naturaleza

muestran una disminución de su viscosidad con el tiempo. Algunos polímeros

presentan cierto grado de tixotropía. La mayoría de los biopolímeros no tienen

comportamiento tixotrópico, bajo las condiciones normales que se presentan en el

campo. En algunos casos esporádicos, suspensiones con alta concentración pueden

62

tener un comportamiento de flujo reopéctico. En estos casos, no muy comunes, la

viscosidad aumenta con el esfuerzo a una tasa de deformación establecida.

Gráfico 19: Efectos del tiempo sobre la viscosidad

Fuente: (BAROID, 2001)

2.4.6.8.3 Modelo de Herschel-Bulkley o Ellis, Plástico real, ley exponencial

modificada

Son sustancias que no fluyen hasta la tensión de fluencia, y luego presentan una zona

de viscosidad variable, que disminuye con el incremento de la velocidad de

deformación, hasta alcanzar un valor asintótico constante. Este modelo describe de

mejor manera el comportamiento reologico de los fluidos de perforación.

𝝉 = 𝝉𝒐 + (𝑲 ∗ 𝜸𝒏)

Dónde:


τ o = es el esfuerzo de punto cedente del fluido (esfuerzo de corte a velocidad de corte

cero) en lb/100 pies2

K = índice de consistencia del fluido en cP.

n = índice de flujo del fluido

γ = velocidad de corte en seg-1 (Gradiente de velocidades 𝑑𝑣

𝑑𝑦)

El modelo de MHB como también se lo conoce se reduce al modelo de Bingham

cuando n = 1 y se reduce al modelo de la ley de potencia cuanto τ o = 0

63

Para la mayoría de los fluidos, la viscosidad no es constante, sino que varía con la

velocidad de corte. Estos fluidos son denominados dependientes del corte. Para

evaluar esta dependencia, se mide la viscosidad o el esfuerzo cortante a diferentes

velocidades de corte en el mismo viscosímetro. De estos resultados se pueden

obtener las constantes reológicas según el Modelo de Bingham o el de la Ley de

Potencia. Cuando los puntos se grafican, el resultado se conoce como un perfil de

viscosidad. Algunos ejemplos se muestran en la Figura.

Gráfico 20: Perfiles ideales de viscosidad

Fuente: (Buenaño, 2013)

2.4.7 DEFINICIÓN FLUIDOS DE PERFORACIÓN

2.4.7.1 Definición

El éxito de la perforación depende de la capacidad de entender y analizar la

tecnología que rige el comportamiento y el funcionamiento de los fluidos de

perforación, para identificar los problemas operacionales y dar la solución adecuada,

mediante el conocimiento de instrumentos, equipos y químicos que se utilizan en el

manejo y control de los fluidos de perforación.

Es importante diseñar un fluido que sea capaz de cumplir con los requerimientos de

cada área atravesada, y mantener un control permanente de sus propiedades según los

parámetros del programa de fluido de perforación.

64

Las operaciones de perforación o terminación de un pozo dependen de los siguientes

factores: costo del fluido, selección del fluido correcto, mantenimiento de las

propiedades correctas de los fluidos de perforación.

Para seleccionar un fluido de perforación se debe tomar en cuenta los siguientes

aspectos:

Ubicación geográfica

Formaciones con alto contenido de lutitas y/o arcillas

Formaciones presurizadas

Altas temperaturas

Inestabilidad del pozo

Formaciones salinas

Inclinación del pozo

Evaluaciones a la formación

En consecuencia un lodo de perforación debe cumplir con los siguiente: no debe ser

toxico, corrosivo, ni inflamable, pero si debe ser inerte a las a las contaminaciones de

sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener

sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al

desarrollo de bacterias.

Según el manual de Tecnología Aplicada a los Fluidos de Perforación (1998), define

el lodo de perforación como un fluido de características físicas y químicas

apropiadas que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite

con diferente contenido de sólido. A más de lo establecido en el párrafo anterior. El

propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación,

mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser

determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodos

comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes

necesarios. (PETROBLOG, 2012)

65

2.4.7.2 Funciones de los fluidos de perforación

El propósito fundamental del fluido de perforación es permitir rapidez y seguridad

en la perforación del pozo; lo cual se logra mediante el cumplimiento de las

siguientes funciones:

Retirar los detritos desde el fondo del pozo, transportarlos y liberarlos en

la superficie.

El lodo de perforación debe permitir sacar los detritos que se forman debajo la broca,

de manera continua permitiendo que el avance en la perforación sea mayor, caso

contrario, parte de la energía se perdería al triturar nuevamente los cortes

desprendidos de la formación perforada y en las formaciones blandas se evita el

riesgo de atascamiento de la sarta.

La limpieza del pozo depende de:

La viscosidad, la densidad, punto cedente y la velocidad de circulación

(velocidad anular), parámetros principales para vencer el efecto de la

gravedad, evitando que se sedimenten rápidamente en fluidos de baja

viscosidad, y lograr remover y transportar el ripio desde el fondo del pozo

hasta superficie

Tamaño, forma y densidad de las partículas a remover, la arena es muy

abrasiva; por lo tanto, debe ser removida para no dañar las bombas de lodo,

líneas, tubería y equipo de subsuelo.

La rotación de la sarta de perforación, el flujo helicoidal es excelente para

retirar camas de ripios en pozos desviados y horizontales.

Tasas de penetración (velocidad de penetración, ROP).

La insuficiente limpieza del pozo produce elevado torque y arrastre, bajo valores de

ROP, problemas de pega de tubería, dificultad para correr la tubería de revestimiento

y mala cementación primaria.

Los mejores fluidos para la limpieza eficaz: lodos que disminuyen su viscosidad con

el esfuerzo de corte y tienen altas viscosidades a bajas velocidades de corte.

Enfriar y lubricar la sarta de perforación.

66

Cuando la broca corta la formación se produce una gran cantidad de calor debido a

las fuerzas de fricción. El calor generado es llevado a la superficie, donde se libera a

la atmosfera, lo cual permite lograr aumentar la vida útil del lodo de perforación y de

la broca, y alcanzar el rendimiento previsto.

El fluido de perforación actúa como un lubricante entre la sarta y la pared del pozo.

Además debe lubricar al revestidor, la tubería y la broca, mediante productos

especiales como dispersantes, reductores de fricción, evitando el arrastre y contra

torsión.

Los lodos base aceite y sintéticos, son buenos lubricantes mientras en lodos base

agua hay que añadir lubricantes para mejorar la lubricidad, y por último lodos base

agua son mejores lubricantes que lodos base gas o aire.

Existen parámetros que indican lubricación deficiente y son: altos valores de torque

y arrastre, además desgaste anormal y agrietamiento por calor de sarta y BHA.

Problemas que afectan la lubricación son: patas de perro excesivas, asentamiento

(ojo de llave), falta de limpieza del hueco y diseño incorrecto del BHA. Mientras que

una buena lubricación de la broca ofrece beneficios como: disminuye la fricción,

mayor vida de la broca, disminuye arrastre de los viajes, menor presión de bombeo,

mejora ROP, menor desgaste de la sarta de perforación.

Permitir la obtención de información sobre las formaciones perforadas.

Las propiedades físicas y químicas del lodo afectan la evaluación durante y después

de la perforación; es decir, las propiedades del fluido no deben interferir con el

programa de registro, esto es, mediante una resistividad definida para cuando los

registros se corran se pueda derivar la resistividad de la formación y evitar zonas

lavadas excesivas.

Muchos registros eléctricos requieren que el fluido de perforación sea un líquido

conductor de electricidad que presente propiedades eléctricas diferentes de las que

poseen los fluidos de la formación.

Transmitir potencia hidráulica a la broca.

El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia hidráulica hasta la

broca, por lo tanto, una óptima hidráulica permite altas tasas de penetración y facilita

67

una limpieza efectiva del fondo del pozo y del espacio anular; de acuerdo al

programa de hidráulica.

La hidráulica mantiene limpia el área debajo de la broca para que la misma no vuelva

a triturar los recortes ya perforados, maximizando la velocidad de perforación.

Proteger la sarta de perforación contra la corrosión

La corrosión aumenta en función de la disminución del pH, produciendo roturas de la

tubería, fallas en la bomba de lodos, fugas en las líneas de superficie.

Para neutralizar a los agentes corrosivos, tales como: oxígeno (aireación del lodo),

dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno se debe utilizar tanto inhibidores de

corrosión y secuestrantes (neutralizan los agentes corrosivos).

El sulfuro de hidrogeno puede colapsar la sarta. Esto se evita al mantener un alto pH

y químicos secuestradores de sulfuro.

Flotabilidad

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

perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. Cuando una columna

de perforación ó una tubería de revestimiento está suspendida en el fluido de

perforación, una fuerza igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote,

reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación.

Aunque la mayoría de los equipos de perforación tienen suficiente capacidad para

manejar el peso de la columna de perforación sin flotabilidad, éste es un factor

importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro (cuando la columna

de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de tensión o compresión).

Minimizar daño en la permeabilidad de la zona productora

El fluido utilizado para perforar la zona productora tendrá un impacto alto en la

productividad del pozo. Por lo tanto, se debe depositar una costra delgada, de baja

permeabilidad para limitar la filtración y evitar problemas durante la perforación y

producción, debido a la reducción de la porosidad y la permeabilidad natural de la

formación.

Los posibles daños de formación al perforar son los siguientes:

68

Invasión por lodos o sólidos de perforación y evitar el bloqueo de las

gargantas porales.

Hinchamiento de arcillas debido a hidratación.

Precipitación de sólidos por incompatibilidad entre filtrado y fluido de

formación.

Espacios porales de las zonas productoras bloqueados con sólidos y/o gotas

de micro emulsión.

El daño de formación por invasión de lodos o sólidos de perforación,

interacción química e interacción mecánica da como resultado la reducción

de la porosidad o permeabilidad natural de la formación.

Se presentan problemas por costras gruesas y filtración excesiva como son: daño a la

formación, pérdida de circulación, pega mecánica y diferencial, mayor torque y

arrastre, registros de mala calidad y reducción del diámetro del pozo. Por lo tanto, se

debe usar agentes puenteantes en formaciones muy permeables, con grandes

gargantas porales mediante el uso de aditivos al lodo. Un indicador del daño de

formación, es la caída de presión brusca durante la etapa de producción de

hidrocarburos. El daño de formación se da en la mayoría de los casos por bloqueo

por sólidos y la interacción fluido-fluido y fluido-roca. Las partículas sólidas pueden

ser: ripios de perforación, material densificante y aditivos del fluido de perforación.

Gráfico 21: Formación de costra de lodo

69

Fuente: (Valencia, 2014)

Suspender los recortes cuando se detenga la circulación.

Los recortes tienden a caer al fondo del pozo al detenerse la circulación. La

resistencia de gel permite la suspensión de los recortes; es decir la precipitación hasta

que se vuelva a circular.

La tixotropía es la capacidad de un fluido de desarrollar resistencia de gel con el

tiempo cuando se le deja en reposo, y cuando se reinicia la circulación permitir

regresar a su estado fluido al aplicarle agitación mecánica.

La partículas sólidas en suspensión son: ripios, material densificante y aditivos del

fluido de perforación; el asentamiento de los mismos depende de la densidad y

viscosidad del lodo, densidad y tamaño de las partículas y resistencia de gel del lodo.

En consecuencia la sedimentación de ripios durante condiciones estáticas causan

puentes y rellenos (atascamiento de tubería o pérdida de circulación) y el

asentamiento del material densificante causan variaciones en la densidad del lodo

especialmente en pozos desviados y horizontales debido a las bajas velocidades en el

anular.

Gráfico 22: Tixotropía

Fuente: (Slide, 2014)

70

Los problemas que se presentan por alta concentración de sólidos son: menor ROP y

mayor peso , viscosidad, potencia de la bomba, espesor de la costra, torque y arrastre,

pega diferencial , necesidad de dilución; es decir, mayor costo.

Es necesario mantener un equilibrio entre capacidad de suspensión y remoción de

ripios.

Suministrar la presión hidrostática necesaria para estabilizar las paredes

del pozo y balancear las presiones de formación.

La densidad del lodo (peso del lodo) es la propiedad que permite controlar los

factores mecánicos (presión, esfuerzos, fuerzas mecánicas) y factores químicos

(reacciones de las arcillas); evitando un influjo del lodo hacia el pozo. El peso del

lodo debe estar entre el peso mínimo para controlar el pozo y un peso máximo para

no fracturar la formación perforada.

La estabilidad de las paredes del pozo en arenas mal consolidadas, se logra mediante

el peso del lodo para sobre-balancear y un revoque de calidad. Mientras tanto, en

lutitas se debe tener cuidado, con lodos base agua porque producen hinchamiento y

ablandamiento, por lo tanto, se debe utilizar inhibidores.

Facilitar la cementación y completación.

La cementación permite aislar las distintas zonas y facilita una completacion exitosa

del pozo. Esto se logra mediante la uniformidad y estabilidad del agujero,

permitiendo un desplazamiento eficaz del casing.

2.4.7.3 Propiedades de los fluidos de perforación

Un buen diseño del lodo de perforación debe considerar los siguientes factores:

Selección adecuada del fluido

Mantenimiento adecuado de las propiedades

Planificación: tipos de formación, equipos de superficie, disponibilidad de

aditivos, etc.

Por lo tanto, es necesario el conocimiento previo de las propiedades de los fluidos de

perforación, para mantener la calidad del lodo dentro de los valores deseables y

preestablecidos en el programa de fluidos de perforación del pozo. Las propiedades

71

de un fluido no son valores fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de

perforación; para lo cual se deben tomar muestras del lodo a la entrada y salida del

pozo, para comparar valores y efectuar los ajustes necesarios.

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades a

mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.

Densidad o peso

La densidad es la masa por unidad de volumen. Tanto la densidad como la

profundidad vertical de la columna del fluido, determinan la presión hidrostática en

el pozo. La densidad es importante para mantener los fluidos de formaciones

atravesadas en sitio; pero la excesiva densidad puede producir una fracturación de la

formación atravesada y posibles daños a la formación productora debido a la

invasión del lodo.

Para calcular cuanta presión ejerce un fluido de determinada densidad; se utiliza el

gradiente de presión. Este, en general, se expresa como la fuerza que ejerce el fluido

por pie de altura.

Se determina la densidad del fluido con la finalidad de controlar la presión de la

formación y mantener estabilizada la pared del pozo. Las unidades de campo de la

densidad es lb/gal. La densidad del lodo varía entre 0 psi/pie y 1.04 psi/pie (20 ppg).

En definitiva el peso del lodo está limitado por el mínimo necesario para controlar el

pozo y el máximo para no fracturar la formación.

Además de la densidad como propiedad de los fluidos de perforación; también, se

considera en el estudio de este tema a la viscosidad (parte de la Reología) y sus

diferentes formas de expresarla, está ya fue objeto de estudio en temas anteriores.

2.4.8 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

2.4.8.1 Fluidos de perforación base agua

El término “base agua” se refiere a los fluidos de perforación. Sistemas que son

formulados con agua o salmuera. Son sistemas muy versátiles y se utilizan por lo

general para perforar formaciones no reactivas, productoras o no productoras de

hidrocarburos.

72

2.4.8.1.1 Componentes de un fluido base agua

La mayoría de los lodos de perforación son base de agua, y forman un sistema

constituido básicamente por las siguientes fases:

2.4.8.1.1.1 FASE LíQUIDA O FASE CONTINUA

La fase liquida o la fase continua, es el elemento que mantendrá en suspensión los

diferentes aditivos o componentes de las otras fases. En este caso, es el agua, que

constituye la fase continua de los fluidos de base acuosa. Algunos aditivos químicos

que son sólidos se disuelven o se dispersan en esta fase formando una mezcla

homogénea que proporciona un sistema de fluido de perforación. El agua utilizada

en la perforación y mantenimiento de los fluidos de base acuosa puede ser: dulce o

salada. El agua es ideal para perforar zonas de bajas presiones, cundo contiene Ca o

Mg, se le conoce con el nombre de agua dura, y cuando contienen estos iones

disminuyen el rendimiento de las arcillas, y alteran el comportamiento reologico del

fluido.

2.4.8.1.1.2 FASE REACTIVA O COLOIDAL

La fase reactiva o coloidal, comprende a la arcilla, debido a que son sólidos de baja

gravedad específica (2,5). Dependiendo de la salinidad del agua se utilizan dos tipos

de arcillas, asi: en lodo de agua dulce es la bentonita y su principal mineral es la

montmorilonita que absorben agua en la superficie y entre sus estructuras; por lo

tanto, la hidratación es alta. Mientras en lodos de agua salada, se usa la atapulgita,

que absorbe agua en este tipo de lodos.

2.4.8.1.1.3 FASE INERTE

La fase inerte, son sólidos de alta gravedad especifica (4-7), es decir, sólidos en

suspensión químicamente inactivos, comprende barita, arena, ripios de caliza y

dolomita, limos ciertas lutitas, material de pérdida de circulación, agentes de

puenteo, agentes lubricantes, etc. Por lo general, estos sólidos pueden ser no

deseables, a excepto de la barita que se añade para aumentar la densidad del fluido de

perforación. La cantidad de sólido que se agrega, va a depender de la capacidad de

esos sólidos para absorber agua, y del tamaño de las partículas.

73

2.4.8.1.1.4 FASE QUÍMICA

La fase química, es el grupo de aditivos que, se encargan de mantener el fluido

dentro de los parámetros deseados, pueden ser dispersantes, emulsificantes,

reductores de viscosidad, controladores de filtrado, neutralizadores de pH y otras

sustancias químicas que controlan el comportamiento de las arcillas.

2.4.8.2 Polímeros

Los polímeros se han utilizado en los fluidos de perforación desde la década de 1930.

Estos forman parte de cada sistema base agua usado actualmente. En efecto, algunos

sistemas dependen totalmente de polímeros, y generalmente llamados sistemas de

polímeros. Motivo por el cual es muy importante su estudio.

2.4.8.2.1 Estructura de los polímeros

Un polímero es una molécula grande, compuesta de unidades que se repiten. Los

polímeros pueden ser naturales, modificados y sintéticos, Los polímeros pueden

clasificarse por su estructura y ser lineales, ramificados o menos comúnmente

cíclicos. Los copolímeros contienen dos o más monómeros diferentes que pueden

disponerse al azar o en bloques. El tamaño (peso) molecular influye en la forma en

que, un tipo específico de polímero se desempeña en un tipo de lodo determinado.

Un polímero pequeño puede ser defloculante, mientras que un polímero grande del

mismo tipo puede ser floculante. Algunos son viscosificantes y otros son aditivos

para control de la pérdida de fluido, mientras que otros son multifuncionales.

Una molécula grande compuesta de unidades que se repiten le conoce como

monómero. Estos monómeros pueden ser: homopolímero (iguales) o copolímero

(diferentes). Los sistemas poliméricos son sistemas de bajo contenido de sólidos, que

se caracterizan por dar una gran capacidad de acarreo y suspensión.

En los polímeros lineales se produce degradación mecánica, al pasar este por las

boquillas de la broca y a través de los equipos de control de sólidos dando como

resultado la pérdida de propiedades viscosificantes, debido a que se obtiene un

producto con menor peso molecular. En definitiva a mayor cantidad de monómeros

mayor peso molecular. En los polímeros ramificados se produce una degradación

termal debido a la temperatura y su configuración estructural.

74

2.4.8.2.2 Clasificación de los polímeros

Se dividen tanto por su composición, origen, físicamente y carga eléctrica.

Por su composición

Naturales, como su nombre lo indica se forman de manera natural, son económicos

y no se solubilizan, sino que se hidratan desarrollando viscosidad; tales como la

goma de xantano, la goma de guar y almidones. Estos son usados para controlar

filtrado en sistemas salinos.

Sintéticos, Los sistemas de polímeros sintéticos, son modernos tienen la capacidad

de perforar más eficientemente la mayoría de los pozos que dependían de fluidos de

base agua convencional y pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa.

Estos polímeros son de alto peso molecular, siendo utilizados para: viscosificar,

flocular y estabilizar. En definitiva son más resistentes a los contaminantes, debido a

su flexibilidad casi ilimitada en su diseño y producir las propiedades requeridas.

Modificados.- son alterados químicamente, con el fin de mejorar su tolerancia a la

sal, su solubilidad y su estabilidad térmica. Además, se los modifica para elevar el

punto de cedencia y resistencia de geles y reducción de pérdida de filtrado.

Por su origen.

Orgánicos.- Posee en la cadena principal átomos de carbono.

Inorgánicos.- Los polímeros inorgánicos son aquellos que no poseen átomos de

carbono en su cadena principal, siendo la silicona la más común.

Por su estructura Física.- se dividen en tres familias:

Lineales, es el polímero más simple, donde una cadena en la que todos sus

monómeros forman una línea simple.

Ramificados, los polímeros ramificados ocurren cuando grupos de unidades se

ramifican a partir de una larga cadena polimérica. Estas ramas se conocen como

cadenas laterales y también pueden ser grupos muy largos de estructuras repetitivas.

Al ser calentados, tanto los polímeros lineales como los ramificados se ablandan, ya

que la vibración de la temperatura supera las fuerzas atractivas entre las moléculas.

75

Entrecruzados, este polímero forma cadenas largas, ya sean ramificadas o lineales,

que pueden formar enlaces entre las moléculas poliméricas. Debido a que forman

enlaces covalentes, los cuales son mucho más fuertes que las fuerzas

intermoleculares, atraen otras cadenas poliméricas.

Por su carga eléctrica

Aniónicos, catiónicos, son los que poseen cargas eléctricas tanto positivas o

negativas, respectivamente. Estos polímeros desarrollan viscosidad por ionización,

no son solubles en agua. (Glicoles, aminas). Los aniónicos se encuentran en mayor

cantidad en la industria petrolera, ejemplo: Celulosa Polianiónica o Polímero

Aniónico, derivado de la celulosa (PAC), Carboxi-Metil-Celulosa (CMC).

Los polímeros catiónicos forman puentes de hidrogeno con las partículas de arcillas,

minimizando su hidratación y su dispersión, por tal razón, son muy frecuentes como

inhibidores de arcilla. A su vez, sufre adsorción rápida e irreversible con las

partículas arcillosas, perdiéndose en los equipos de control de sólidos, resultando por

consiguiente más costoso su mantenimiento. Además, en exceso la concentración de

polímero catiónico, puede formar flóculos, grandes que depositados como revoque

pueden permitir demasiado filtrado hacia la formación.

Tanto los polímeros aniónicos como los catiónicos son sumamente sensibles a las

temperaturas y al calcio; se degradan con facilidad a temperaturas superiores a 250°F

(120°C), resultando bastante difícil el control del filtrado. Los cationes precipitan

instantáneamente cuando se mezclan con polímeros aniónicos. En aniónicos y

catiónicos, el mecanismo de inhibición depende en gran parte del tiempo, y es

afectado por el adelgazamiento por corte, que sufren los polímeros al pasar por las

boquillas de la broca.

Anfotéricos, son dependientes del pH del sistema. A bajos valores de pH funcionan

como catiónicos y a un alto valor de pH funciona como aniónicos. Son compatibles

con los polímeros aniónicos y catiónicos, también poderosos deshidratables de

arcillas.

No iónicos, desarrollan viscosidad por solubilizacion, son solubles en agua. Se

utilizan para viscosificar fluidos de completación o reparación a base de salmuera.

76

2.4.8.2.3 Hidratación de polímeros

Cada molécula de polímero en el agua tiende a hidratarse rápidamente, generando

una “guerra” de hidratación que produce fuerzas repulsivas entre ellas. A medida

que se incrementa la cantidad de moléculas de polímeros las fuerzas de repulsión son

mayores.

Las fuerzas eléctricas generadas por los polímeros en la solución acuosa, su forma,

disposición enredada y su concentración desarrollan viscosidad en el fluido. A

continuación se enumeran algunos de los factores que permiten al polímero el

desarrollo de la viscosidad:

1. Demanda de agua, que se halla controlada por el tipo y cantidad de los

grupos funcionales de polímeros.

2. El tamaño, las partículas de mayor tamaño desarrollan más viscosidad. Hay

un límite para este fenómeno ya que cuando la partícula se hace demasiado

grande tiene dificultades para hidratarse.

3. EL incremento de la complejidad de las cadenas, resulta en mayor viscosidad,

pero si el polímero es demasiado ramificado, la masa resultante se decanta de

la solución, sin producir viscosidad alguna.

4. Habilidad para encontrar agua libre, si otras moléculas de polímero se han

hidratado previamente, y el polímero nuevo no tiene la habilidad de capturar

agua libre este no se va a hidratar.

2.4.8.2.4 Degradación de polímeros

Los polímeros son susceptibles a degradación por cualquiera de los siguientes

factores: calor, degradación mecánica, oxigeno, ataques biológicos, ácidos, sales y

bases.

Además polímeros en el campo petrolero se usan como: viscosificantes, floculantes,

defloculantes, agentes de control de filtrado, agentes de estabilización de lutitas,

recuperación secundaria.

77

2.4.8.3 Clasificación de los fluidos de perforación base agua

Los fluidos de perforación de base acuosa se clasifican en dispersos y no dispersos,

de acuerdo al efecto que tienen sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas

agregadas.

Los fluidos dispersos contienen adelgazantes químicos; mientras tanto, los fluidos

no dispersos no contienen adelgazantes y en consecuencia las arcillas incorporadas o

agregadas encuentran su propia condición de equilibrio de una forma natural.

El término no inhibido se refiere a la ausencia total de iones inhibidores de lutitas,

como: potasio, calcio y sodio. Los fluidos inhibidores, por su parte, inhiben la

interacción entre el fluido y las arcillas de formación, y es útil en formaciones

reactivas o formaciones lutiticas sensibles al agua.

2.4.8.3.1 Fluidos no dispersos – no inhibidos

No contienen iones inhibidores tales como Cloruro (Cl-), calcio (Ca+2) o Potasio (K+)

en la fase continua y no utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para control de

las propiedades reológicas.

Ejemplos:

Spud Muds (lodos nativo o de inicio), se usa en la parte superficial del pozo;

contienen agua y bentonita la cual puede ser reemplazada en parte por cal; también

se aprovecha la gran cantidad de arcillas de formación (sólidos no reactivos) para

obtener mejor capacidad de limpieza (altas velocidades anulares de circulación

debido a altas tasas de circulación) y suspensión del fluido.

Ligeramente tratado, es un fluido de iniciación al cual se le agregan pequeñas

cantidades de aditivos químicos para mejorar su calidad. Sin embargo, a medida

que avanza la perforación aparecen formaciones dificultosas que requieren

densidades mayores a 12 lb/gal, así como también contaminaciones severas y altas

temperatura que limitan su uso. (Romay, 2008)

Polímero/Bentonita, llamados también fluidos de bajo contenido de sólidos, debido a

su poco contenido de sólidos arcillosos suspendidos menor al 6% en peso,

permitiendo obtener alta tasa de penetración y alta capacidad de limpieza pero la

78

pérdida de agua es alta y atrapan aire fácilmente por tener alto punto cedente. El

polímero debe agregarse muy lentamente para evitar la formación de flóculos.

Bentonita extendida, Estos sistemas son a base de bentonita a los cuales se le agrega

un extendedor, para incrementar su rendimiento y en consecuencia, lograr mayor

capacidad de limpieza y suspensión. El extendedor enlaza entre sí las partículas

hidratadas de bentonita, forma cadenas y duplica prácticamente su rendimiento,

originando un fluido con la viscosidad requerida a concentraciones relativamente

bajas de sólidos. Estos sistemas, al igual que los sistemas a base de polímeros –

bentonita, son de bajos contenidos de sólidos (6%w), por tal motivo, es importante

mantener un control efectivo de sólidos, para evitar el incremento de la viscosidad, y

tener que utilizar adelgazantes químicos, lo que ocasionaría el cambio de un sistema

no disperso a disperso. (Romay, 2008)

2.4.8.3.2 Fluidos no dispersos – inhibidos

No se utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para el control de las

propiedades reológicas, se incluyen en el sistema sales tales como NaCl y KCl, las

cuales inhiben el hinchamiento y rompimiento de los sólidos de las formaciones

perforadas, mejorando la eficiencia del equipo de control de sólidos. El ion potasio

posee mayor capacidad inhibitoria, por su baja energía de hidratación. Estos fluidos

se prepara especialmente con agua parcialmente saturada (concentración de sal > a

10000 ppm) Este tipo de fluido se caracteriza por dar alta viscosidad y alto filtrado.

2.4.8.3.3 Fluidos dispersos – no inhibidos

Se utilizan dispersantes químicos para dispersar la bentonita sódica. No se utilizan

iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados

maximizando su dispersión. Se usan en las secciones superficiales de los pozos,

dando pozos en calibre y altas tasas de corrosividad.

2.4.8.3.4 Fluidos dispersos – inhibidos

Se emplean dispersantes químicos para dispersar los sólidos perforados. Además se

utilizan diferentes electrolitos para inhibir la hidratación y debilitamiento mecánico

de las arcillas.

79

2.4.9 FLUIDOS DE PERFORACION EMULSIONADOS

2.4.9.1 Lodos de emulsión directa

Emulsión es una mezcla heterogénea de dos líquidos inmiscibles que requieren la

adición de un agente emulsificante y suficiente agitación para mezclarse. Una

emulsión puede ser directa, inversa y reversible.

La emulsión directa es aquella cuya fase externa o continua es agua y su fase interna

o dispersa es aceite, es decir, el aceite se encuentra como gotas suspendidas en el

agua.

2.4.9.2 Lodos de emulsión inversa

En lodos de emulsión inversa, la fase externa puede ser aceite o sintético, y la fase

interna es agua y, por lo tanto, actúa como sólidos suspendidos en el aceite o

sintético, y agentes tensoactivos que actúan entre las dos fases, impiden que las gotas

se fusionan permitiendo de esta manera la estabilización de la emulsión. La fase

externa, que está en menor proporción, es siempre más estable, debido a la mayor

distancia entre las gotas, lo cual reduce el riesgo de coalescencia y, por lo, tanto

incremente la inestabilidad de la emulsión.

Estos sistemas contienen hasta un 50% en agua, que se encuentra contenida dentro

del aceite mediante emulsificantes especiales; donde el agua no se mezcla, actuando

cada gota como una partícula sólida, por lo tanto, si se aumenta la cantidad de agua

emulsionada también aumentará la viscosidad del fluido. La principal influencia en

el comportamiento de una emulsión inversa es su relación aceite/agua, el tiempo y la

intensidad de la agitación y el tipo de emulsificante usado. Si las gotas de agua son

suficientemente pequeñas y se encuentran bien dispersas, entonces la emulsión es

fuerte, mayor el área superficial, por lo tanto, mayor el área de contacto agua/aceite.

Las ventajas de uso de un lodo base aceite invertida son: en alta temperatura, en

ambiente de sal y calcio, permite mantener la limpieza de pozo (estabilidad y

lubricación de pared de pozos y proteger eficazmente los yacimientos); ayuda a

acelerar la velocidad de perforación y disminuye costos, previene las pérdidas de

circulación, permite perforar pozos direccionales, formaciones de anhidrita o de

yeso, prevenir atascamiento de tubería y minimizar problemas de toque y arrastre.

80

Existen varios motivos, por los cuales, no se usan sistemas solo de aceite que son los

siguientes: el aceite por sí solo no puede suspender las materiales densificantes;

también el aceite solo no puede tener un control de la filtración. Por lo tanto, es

necesario el uso del agua mediante los siguientes beneficios: económicos, viscosidad

y gelatinización (el agua actúa como sólido y dispersante), solubilidad de sales (que

ayuda el equilibrio con la formación o la deshidratación osmótica de la misma);

seguridad (el agua incrementa la temperatura a la cual el aceite hace combustión).

Mientras se perfora, puede ser necesario cambiar la relación aceite/agua de una

emulsión inversa. Para aumentarla se agrega aceite y para disminuirla se agrega

agua.

Es importante señalar que, una emulsión no está definida por la fase liquida que se

encuentre en mayor proporción, sino que por la fase que está en contacto con la

formación. Por ejemplo: el interflow es un fluido de baja densidad que se formula

con un porcentaje mayor de aceite que de agua. Sin embargo, este fluido no es una

emulsión de agua sino que es una emulsión de aceite en agua.

81

Gráfico 23: Emulsión aceite en agua

2.4.9.3 Lodos de emulsión reversible

Estos lodos de perforación se comportan tanto como lodos de emulsión directa o

como lodos de emulsión inversa de acuerdo a las circunstancias de perforación.

En la emulsión inversa reversible (EIR) la fase externa puede transformarse en fase

interna y la fase interna se convierta en fase externa. La emulsión inversa puede

pasar a directa agregando un ácido y revertir a emulsión inversa agregando una base

y se la realiza cambiando el pH.

Gráfico 24: Transformación de emulsión inversa a convencional


La EIR facilita la remoción del revoque con un menor tiempo en comparación con la

emulsión inversa convencional. Los beneficios como fluido base aceite es en la

perforación y como fluido base agua menor daño a la formación e impacto

ambiental.

AGUA

ACEITE

82

2.4.10 Fluidos de perforación base aceite

Es un sistema donde la fase continua es aceite y el filtrado también. Los lodos de

base aceite verdadera contienen menos del 5% en agua como fase interna. Los

aceites base aceite pueden tener como componente base a: aceite diesel, aceites

minerales.

Los sistemas de fluidos base aceite ofrecen una gran estabilidad del pozo, muy

superior a los sistemas base agua. Esto se debe a que los fluidos base aceite tienen

una mínima interacción con la formación. Estos fluidos se utilizan para perforar

formaciones lutiticas (sensibles al agua), pozos con altas temperaturas, zonas con

presencia de H2S/CO2, zonas de bajo gradiente, domos de sal, pozos direccionales,

pueden incorporar grandes cantidades de sólidos sin afectar mayormente al sistema,

ofrecen una lubricidad más elevada y efectiva, una gran protección a la corrosión y

permanecen estables por mucho tiempo. La temperatura reduce la viscosidad del

aceite mucho más rápido que la del agua y la presión aumenta la viscosidad.

Las principales ventajas económicas que proporcionan los lodos de aceite ofrecen

cuando se usan para: lutitas problemáticas, zonas de sal, anhidrita y control de

corrosión.

2.4.11 LODOS DE AIRE O GAS

Utilizando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con

agua; se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas

consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un

aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, produciendo embolamiento de

la broca.

El aire o gas seco proveen la mayor tasa de penetración entre los diferentes fluidos de

perforación. El transporte de los cortes depende de la velocidad anular, por lo tanto

no son recomendables en paredes de pozos inestables, formaciones productoras de

agua, formaciones con alto presión de poro.

83

2.4.12 ESPUMAS

Son aquellos que se los fabrica mediante la inyección de agua y agentes espumantes,

dentro de una corriente de aire o gas creando una espuma estable y viscosa, o

mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su

capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el

anular. El propósito de estos lodos es reducir la cabeza hidrostática y prevenir

pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de

penetración.

2.4.13 PÍLDORAS DISPERSAS

Conocidas como píldoras de baja reología, pueden ser preparadas con el mismo lodo,

y la adición de agentes dispersantes que evitan la aglomeración de cortes arcillosos,

su adherencia en el BHA, embolamiento de la broca creando turbulencia, y asi lograr

despejar las arcillas acumuladas en el conjunto de fondo, además colaboran en la

erosión mecánica del pozo. Este tipo de píldoras son necesarias al inicio de la

perforación, debido a que el lodo nativo usado en esta sección no contiene agentes

inhibidores, solo dispersantes, puesto que al tratarse de una zona de poco interés la

erosión mecánica se logra únicamente con la fuerza de galonaje para obtener altas

tasas de penetración.

2.4.14 PÍLDORAS VISCOSAS

Son llamadas también píldoras de alta reología o de acarreo, pueden ser preparadas

con geles, bentonitas y polímeros, dependiendo de la zona donde se esté efectuando

la operación. Se bombean a continuación de las píldoras dispersas, con el objeto de

acarrear los cortes generados por la broca a superficie y tener la columna libre de

sólidos. El uso es en zonas de lutitas y en la zona de producción.

2.4.15 PÍLDORAS PESANTES

Son utilizadas para sacar tubería limpia, es decir libre de lodo de perforación, esto se

logra debido a que el desplazamiento del fluido es en función del diferencial del peso

del lodo, por ejemplo si se tiene un fluido de 10 lpg, de acuerdo a operaciones de

campo se bombea una píldora pesada de 12 u 11,5 lpg.

84

2.4.16 PRODUCTOS UTILIZADOS EN EL CAMPO PETROLERO

El ingeniero de lodos debe estar altamente capacitado con el comportamiento de los

diferentes aditivos químicos que se utilizan en la preparación y mantenimiento de los

fluidos de perforación para cumplir las funciones específicas establecidas en los

programas de perforación.

Para la preparación del fluido hay que tomar en cuenta muchos factores con el fin de

seleccionar el material a mezclar. Deben considerarse entre otros: la densidad

necesaria, la presencia de hoyo desnudo o revestido, la presencia de gas, los tipos de

bomba, tanques, equipos de mezcla, la calidad del agua (dura o blanda), etc.

También es muy importante tomar en consideración el ciclo del fluido y la secuencia

como se mezcla el material. Además el tratamiento de un fluido depende de las

siguientes condiciones: tiempo, tipo de formación y tasa de penetración (ROP)

En el tratamiento químico se usan materiales que son parte integral de casi todos los

fluidos de base acuosa. Muchos de los cuales tienen la misma composición y

únicamente difieren en el nombre comercial.

2.4.16.1 Materiales densificantes

El material densificante es un material sólido de alta gravedad específica, y

finamente dividido que se utiliza para aumentar la densidad de un fluido de

perforación, permitiendo controlar la presión de la formación y estabilizar las

paredes del pozo. No son tóxicos ni peligrosos de manejar.

Las sales disueltas que aumentan la densidad del fluido, tal como el bromuro de

calcio en las salmueras, no son llamadas materiales densificantes. En cambio la

barita es el más común, con una gravedad específica mínima de 4,20 g/cm3. La

hematita es un material más denso, con una gravedad específica mínima de 5,05

g/cm3. El carbonato de calcio, de gravedad específica 2,7 a 2,8. La siderita, con una

gravedad específica de alrededor de 3,8, ha sido utilizada para densificar lodos, pero

puede causar problemas al disolverse en el lodo con pH alto. La ilmenita, con una

gravedad específica de 4,6, ha sido utilizada en fluidos de perforación y cementos.

85

Tabla 4: Materiales presentes en un fluido de perforación

Material Formula Química Gravedad especifica

Galena SPb 7.4 – 7.7

Hematita Fe2O3 4.9 – 5.3

Magnetita Fe3O4 5.0 – 5.2

Baritina SO4Ba 4.2 – 4.5

Siderita CO3Fe 3.7 – 3.9

Dolomita CO3CaCo3Mg 2.8 – 2.9

Calcita CO3Ca

Fuente: (API, 2001)

La barita natural (Sulfato de Bario, BaSO4), puede encontrarse en una diversidad de

rocas, incluidas la caliza y la arenisca. Es un material inerte, molido en diferente

granulometría y está clasificada como sedimento.

La barita comercial se utiliza para lograr densidades desde 12 hasta 20 lbs/gal en

todo tipo de fluido, pero a mayor valor mayor contenido de sólidos; por ello, resulta

bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. Cuando se necesita valores más altos

en la densidad se usa hematita. Los carbonatos contaminan la barita comercial al

contener más de 3000 p.p.m del mismo.

El carbonato de calcio (CaCO3) es un sólido inerte, de baja gravedad específica. Es

totalmente soluble en HCI al 15% y se dispersa con mayor facilidad que la barita en

los fluidos base aceite. Sin embargo, su eficacia es limitada debido a su

baja densidad. El peso específico del carbonato de calcio es 2,7. El carbonato

de hierro, con un peso específico de 3,8, es más pesado que el carbonato de calcio y

tiene propiedades similares; sin embargo se emplea raramente por su elevado costo

2.4.16.2 Materiales viscosificantes

Las arcillas viscosificantes, polímeros y agentes emulsionantes líquidos hacen que

los lodos se espesen y así aumentan su capacidad para transportar, suspender los

recortes y los materiales sólidos densificantes, durante la perforación de un pozo. Sin

embargo, no todos los viscosificantes potenciales van a brindar una limpieza efectiva

y económica del hoyo, y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias

mecánicas y químicas del medio ambiente. El siguiente cuadro muestra los

materiales más utilizados para proporcionar viscosidad a los fluidos de perforación:

86

2.4.16.3 Materiales para controlar el filtrado

El lodo de perforación en estado estático o en movimiento que se encuentra en el

espacio anular puede filtrarse hacia las formaciones permeables, por lo tanto se debe

proteger la zona hidrocarburífera de la invasión de la fase liquida y sólida del fluido

de perforación evitando un daño mediante la formación de un revoque (costra, cake)

en la cara de la formación.

En estado dinámico, consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado con la

formación de una costra resistente (evitar la erosión con la sarta) e impermeable

(espesor constante). Mientras en estado estático se debe evitar que se forme una

costra demasiado gruesa. Un lodo de perforación de buenas características, no debe

dejar pasar más de 20 cm3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido

entre 5 y 8 mm.

La pérdida excesiva de filtrado hacia la formación depende de los siguientes factores:

la permeabilidad, diferencial de presión y temperatura del fluido; lo que repercute en

excesiva fricción y torque de la sarta, aumento en la presión anular, atascamiento

diferencial, desplazamiento insuficiente del lodo y disminución de la producción

potencial del yacimiento.

Los diferentes mecanismos de control de filtrado son:

desarrollando un revoque impermeable y altamente compresible

incrementando la viscosidad de la fase líquida

disminuyendo la permeabilidad mediante una acción de puenteo.

La técnica de puenteo, consiste en formar una costra de lodo en base a una

granulometría adecuada que contiene sólidos puenteantes, partículas coloidales y

subcoloidales. Donde las partículas más gruesas forman un puente en los espacios

porosos de la formación, reduciendo la porosidad y la permeabilidad; luego dicho

puente es sellado con las partículas coloidales y sub coloidales.

Un agente de puenteo considera la forma de la partícula (angular), medida de la

partícula (diámetro de 1/3 o mayor que el tamaño más grande de una garganta poral),

distribución del tamaño de las partículas, concentración total de la partícula (al

87

menos 10% del volumen de sólidos del fluido), solubilidad de la partícula en ácido y

un agente de control de pérdida de fluido (evitar el uso de bentonita).

Para agente puenteante se usa el CaCO3 micronizado de origen dolomítico D50

(30/50) (significa 50% de las partículas tienen un diámetro promedio entre 30 y 50

micrones).

Otra técnica consiste en: el aumento de la viscosidad de la fase liquida lo cual se

logra al reducir el filtrado y controlar el filtrado por disminución de la permeabilidad

del revoque.

El lignito es un controlador de filtrado a altas temperaturas, su función secundaria es

deflocular para reducir las altas viscosidades de los fluidos base agua, causadas por

el exceso de sólidos arcillosos.

El lignito, con sus componentes solubles y coloidales, ayudan ambos en el control de

la pérdida de fluido. Los componentes solubles sirven como defloculantes de la

arcilla y mejoran la calidad del revoque de filtración. El lignito coloidal ayuda a

taponar las partes permeables del revoque de filtración. Cuando el lignito se adiciona

directamente a un lodo también se necesita soda cáustica para hacer que se disuelva.

Existe disponible lignito pre-caustificado, que contiene NaOH o KOH ya mezclados.

La adicion de sales de cromo mejora el rendimiento a altas temperaturas, pero su uso

está limitado por preocupaciones de salud, seguridad y medio ambiente. El lignito

organófilo es un lignito convencional que ha sido tratado con compuestos de aminas

cuaternarias para que sea dispersable en aceite, en lodos a base de aceite y base

sintética.

Entre los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad se tienen:

Diseño del agente sellante

Control de calidad de los aditivos usados

Eficiencia de los equipos de control de sólidos

Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas

88

2.4.16.4 Materiales para controlar reología

La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los

fluidos de perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se disminuye

con adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. (PDVSA, 2002)

Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y

adelgazantes poliméricos.

El lignosulfonato es un polímero muy aniónico utilizado para deflocular lodos base

arcilla; su función principal es ser adelgazante químico cuando hay exceso de sólidos

reactivos y estabilizar las condiciones del fluido a altas temperaturas. Además

deflocular a los fluidos base agua al neutralizar las cargas eléctricas de las arcillas (se

adhieren a las partículas de bentonita incrementando la carga superficial de las

mismas a pH entre 9 y 10), lo cual causa una repulsión entre esas partículas y, por lo

tanto, una defloculacion del fluido.

2.4.16.5 Materiales para controlar pH

El potencial del ion hidrógeno, pH, es el término que nos indica la concentración de

iones hidrógeno en una disolución. Se trata de una medida de la acidez de la

disolución. El término se define como el logaritmo de la concentración de iones

hidrógeno, H+, cambiado de signo:

pH = -log [H+]

Donde [H+] es la concentración de iones hidrógeno en moles por litro. Debido a que

los iones H+ se asocian con las moléculas de agua para formar iones hidronio,

H3O+, el pH también se expresa a menudo en términos de concentración de iones

hidronio. (química, 2011) La escala de pH va de 0 a 14 y los valores por debajo de 7

son ácidos y por encima de 7 son básicos (alcalinos).

La medición en el campo del pH del fluido de perforación (o filtrado) y los ajustes

del pH son operaciones críticas para el control del fluido de perforación. Las

interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos componentes y la eficacia de los

aditivos dependen del pH, al igual que en el control de los procesos de corrosión

causada por ácidos y el sulfuro.

89

Para un fluido de bajo pH (7,5 – 9,5) y un fluido de alto pH (9,5 – 11,5); el mismo

varía de acuerdo a la exigencia de la perforación. Entre los materiales suplidores de

iones OH- están los siguientes:

Tabla 5: Materiales para controlar el pH

Material Fórmula

Soda Caustica NaOH

Hidróxido de Potasio KOH

Cal Ca(OH)2

Fuente: (PDVSA, 2002)

Estos productos alcalinos especialmente la soda caustica (NaOH) es utilizado para

dar y mantener el pH de los fluidos base agua. El cemento y el calcio son

contaminantes que afectan la solubilidad y precipitan polímeros, lignosulfonatos, etc.

2.4.16.6 Materiales para dar lubricidad

La lubricidad de un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Fricción

(COF), los lodos base de aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los

lodos base agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de

lubricantes. En cambio, los lodos base agua proporcionan una mayor lubricidad y

capacidad refrigerante que el aire o el gas.

El coeficiente de lubricación proporcionado por un fluido de perforación, varía

ampliamente y depende del tipo y de la cantidad de sólidos de perforación y

materiales densificantes, además de la composición química del sistema – pH,

salinidad y dureza.

Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor

de los componentes de la columna de perforación constituyen indicios de una

lubricación deficiente. Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas

también pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviación,

embolamiento de la barrena, asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero

y diseño incorrecto del conjunto de fondo. (Romay, 2008)

90

Existe una gran variedad lubricantes utilizados en operaciones de perforación, asi:

aceites minerales, surfactantes, grafito, gilsonita, bolillas de vidrio. Estos productos

se incorporan en el revoque o cubren las superficies metálicas de la sarta reduciendo

la fricción mecánica entre la sarta y la pared del pozo.

2.4.16.7 Materiales surfactantes

Los surfactantes son materiales que tienden a concentrarse en la interfase de dos

medios: sólido / agua, aceite / agua, agua / aire, modificando la tensión interfacial. Se

utilizan para controlar el grado de emulsificación, agregación, dispersión, espuma,

humectación, etc. en los fluidos de perforación.

La tensión interfacial es una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles.

Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las

fases es el aire se denomina tensión superficial. Podemos decir, la tensión superficial

es la fuerza de atracción hacia dentro ejercida sobre las moléculas de la superficie

de un líquido. Esta tensión tiene como consecuencia la contracción de la superficie.

(FIRP, 2010) Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y

por lo tanto disminuyen la tensión interfacial.

2.4.16.8 Materiales estabilizantes de lutitas

En la mayoría de las cuencas de petróleo y gas, la lutita constituye el 50 a 70% de las

rocas perforadas. Existen tres parámetros que deben controlarse adecuadamente para

evitar tener problemas con las lutitas: densidad suficiente, rango correcto del pH y

control de filtrado.

Las arcillas de las lutitas se hidratan y dispersan cuando toman agua,

incrementando considerablemente su volumen y en consecuencia causando el

derrumbe de la formación. Para evitar esto se utilizan aditivos especiales que

inhiben la hidratación y dispersión de las arcillas. (internacional, 2011)

2.4.16.9 Materiales para controlar la corrosión (pérdida de metal)

La corrosión es el deterioro de una substancia (generalmente un metal) o de sus

propiedades, causada por una reacción con su ambiente. (internacional, 2011) Se

produce mediante: un ánodo, un cátodo, un electrolito y un medio conductivo.

91

Cuando se coloca la tubería dentro de un medio conductivo (fluido de perforación),

puede producirse corrosión, mediante las dos siguientes reacciones de acuerdo al

grafico que se muestra abajo:

Gráfico 25: Corrosión en la superficie de la tubería

Fuente: (API, 2001)

En el ánodo, el Hierro (Fe0) reacciona con el electrolito (se disuelve), se ioniza en

Fe2+ y libera dos electrones (2e-):

Reacción anódica:

𝐹𝑒0 → 𝐹𝑒2+ + 2𝑒− (El Hierro se disuelve)

𝐹𝑒2+ + 2(𝑂𝐻) → 𝐹𝑒(𝑂𝐻)2 (El Hierro disuelto forma hidróxido de Hierro)

Los electrones fluyen a través del metal hacia el cátodo, donde se producen dos

reacciones, la primera de las cuales produce gas de hidrogeno:

2𝐻+ + 2𝑒− → 𝐻2 ↑ (𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑔𝑒𝑛𝑜)

La segunda reacción catódica involucra el oxígeno disuelto y se produce fácilmente

en los fluidos de perforación:

𝑂2 + 2𝐻2𝑂 + 4𝑒− → 4𝑂𝐻−

La evolución del hidrogeno y la reducción del oxígeno son las reacciones catódicas

más comunes. Al controlar o reducir la velocidad (controlar) de cualquiera de estas

reacciones, se reducirá la velocidad de corrosión.

Existen varios tipos de corrosión:

Corrosión general, distribuida en toda la superficie de la tubería.

92

Corrosión crateriforme, se limita a una área pequeña resultando en agujeros o

picaduras profundas en forma de una ranura alrededor de la tubería de perforación

por la sujeción de las cuñas.

Corrosión en hinchaduras, es una hendidura metálica concentrada.

Fisuración por corrosión bajo tensión (SCC), fisura causada por la acción

conjunta de la tensión (estiramiento) y un ambiente corrosivo;

Fisuración por acción del sulfuro de hidrogeno bajo tensión (SCC), similar a la

anterior pero en presencia de agua y del sulfuro de hidrógeno.

Celda de concentración, causada por la exposición a diferentes concentraciones

iónicas (salinidades considerablemente diferentes), al depositarse bajo las uniones o

en las superficies de las tuberías. Este tipo de corrosión puede ser controlada con

secuestrantes de oxígeno y/o inhibidores pasivantes.

Corrosión por erosión, se debe a presencia de sólidos suspendidos y corrientes de

fluidos con velocidades altas sobre la superficie metálica eliminando la película

pasiva de protección.

Corrosión intergranular, ataque superficial localizado en una trayectoria estrecha

preferentemente a lo largo de los contornos del grano de un metal.

Fatiga por corrosión, rotura de un metal por fisuración cuando es sometido a altos

esfuerzos cíclicos.

Desaleación (separación), corrosión localizada, donde se elimina uno de los

elementos de la aleación.

Corrosión galvánica (protección catódica), resulta de la diferencia de potencial

(serie galvánica) entre dos metales sumergidos en un medio conductivo (electrolito),

al entrar en contacto el metal anódico se corroe más rápidamente y el metal catódico

casi no se corroe, ocasionado por un flujo de electrones de un metal hacia otro. Para

proteger un metal contra la corrosión se coloca en contacto un metal de potencial

más alto (Mg, Al, Zn) que se convierte en ánodo de sacrificio. El metal menos

resistente a la corrosión se vuelve anódico con respecto al metal más resistente a la

corrosión (catódico), el cual queda protegido.

93

Cavitación, corrosión mecánica que puede ser acelerada por el oxígeno en

condiciones de alta turbulencia y velocidad.

La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (pH<7) y retardada en condiciones

alcalinas (pH>7) debido a que los ácidos tienden a disolver los metales más

rápidamente. Normalmente un pH de 9.5 a 10.5 es adecuado para reducir los casos de

corrosión. En algunos casos, un pH tan alto como 12 puede ser necesario. Altos

valores de pH (>10,5) neutralizan los gases ácidos y reducen la solubilidad de los

productos de la corrosión. Es decir, cuando la concentración de sal (NaCl o KCl)

aumenta, la cantidad de oxigeno disminuye.

Otros factores que ayudan a la corrosión son:

componentes de aluminio en las tuberías: pueden sufrir una corrosión

extrema en los ambientes alcalinos,

sales disueltas: aumentando la conductividad del agua y la posibilidad de

velocidades de corrosión altas,

presión: aumenta la solubilidad del oxígeno y otros gases corrosivos,

temperatura, presenta dos efectos: a un valor alto de temperatura, aumenta la

velocidad de las reacciones y cuando más fría sea la temperatura del lodo de

superficie, más alto será el contenido de oxígeno disuelto.

incrustaciones: las incrustaciones minerales resultan de la precipitación y

deposición de compuestos insolubles como CaCO3 y CaSO4,

gases disueltos (agentes corrosivos): el oxígeno y los gases ácidos (dióxido de

carbono y sulfuro de hidrogeno), la remoción de H2S se logra mediante

materiales de Zinc, los cuales forman sulfuros insolubles,

oxígeno disuelto: esto es la principal causa de corrosión en los fluidos de

perforación ingresando a través de los equipos de superficie, para

contrarrestar se usa secuestradores de oxígeno (sales solubles de sulfito y de

cromato) o se usa agentes formadores de finas películas sobre la superficie

del acero evitando el contacto directo entre el acero y el oxígeno.

dióxido de carbono (CO2), este compuesto al disolverse en agua forma

H2CO3 y reduce el pH, este fenómeno se presenta en aspecto agusanado

(picaduras y ranuras). Se elimina este problema mediante el uso de un

inhibidor de incrustación,

94

sulfuro de hidrogeno (H2S): es un gas acido reactivo y corrosivo que puede

causar daños graves a los equipos

Para reducir la corrosión se reduce el contenido de oxígeno en los lodos de

perforación, mediante el uso de secuestrantes de oxígeno, entre los cuales tenemos:

bisulfito de amonio y el sulfito de sodio. Los lodos de agua dulce contienen

generalmente de 1 a 5 o más ppm de oxígeno disuelto y los saturados de sal

contienen en menor cantidad.

Secuestrante de H2S con óxido de cinc, este oxido secuestra los sulfuros para formar

sulfuro de cinc, un producto insoluble a un pH de aproximadamente 3 o más alto,

asegurando una eliminación permanente.

Inhibidor de incrustación, estos productos son usados para limitar la precipitación y

deposición de incrustaciones minerales sobre las superficies metálicas.

Bactericidas, la reducción de sulfatos a sulfuros por acción bacteriana puede

producirse en los fluidos de perforación y se recomienda el uso de microbicida para

controlar estas bacterias.

Aminas, es inhibidor de corrosión al formar una película orgánica que

impermeabiliza la tubería de acero, debido a su capacidad de absorberse físicamente

sobre las estructuras metálicas, formando una película protectora humectada por

aceite. Se las aplica directamente sobre la tubería o en baches (píldoras) o uniforme.

Los tratamientos de 15 a 25 galones de amina por 10000 pies de tubería han sido

eficaces.

95

CAPITULO III

3 DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 TIPO DE ESTUDIO

El presente trabajo es de carácter descriptivo, transversal y prospectivo el mismo que

se basa en revisión bibliográfica y de campo.

Estudio descriptivo.- porque se realiza un estudio que describe la situación de la

variable a investigar, que es el análisis de las buenas prácticas y lecciones aprendidas

en la gestión de los fluidos de perforación en los campos Shushufindi.

Estudio transversal.- Porque el estudio se lo va a realizar en el periodo de Octubre

2014 – Febrero 2015.

Estudio prospectivo.- Porque los resultados provenientes de este estudio servirán

como base para futuros proyectos a realizarse ya sea en el mismo campo o en campos

similares.

Esta investigación es de tipo bibliográfico porque tiene el propósito de recopilar

información sobre el tema de fuentes bibliográficas; además la orientación que se le

dará, será en base a criterios técnicos, conceptualizaciones para llegar a una adecuada

solución del problema.

Esta investigación es de campo, porque se estudiara el fenómeno en el Área de

Perforación de la ARCH, en donde se encuentra la información que será objeto de

análisis.

3.2 UNIVERSO Y MUESTRA

El universo son los pozos de los Campos Shushufindi.

La muestra para el presente estudio son: pozos direccionales.

3.3 MÉTODOS Y TÉCNICAS

El estudio se fundamentara en el análisis de información sistematizada de buenas

prácticas y lecciones aprendidas de la gestión de fluidos de perforación

correspondientes a Reportes Finales de Perforación de pozos del Campo Shushufindi.

96

Específicamente se diseñara tablas con la información pertinente de cada sección, y a

partir de estas se efectuará un análisis estadístico que permita establecer los aspectos

sobresalientes requeridos, con el fin de inferir propuestas de prácticas eficientes de

operaciones y gestión de fluidos de perforación, para que los futuros trabajos de

perforación sean eficientes en el Campo Shushufindi.

Principalmente se obtendrá información de la ARCH que es la empresa fiscalizadora,

la que nos permite obtener datos confiables y representativos.

3.4 RECOLECCIÓN DE DATOS

Los datos necesarios para el desarrollo del presente estudio serán obtenidos,

fundamentalmente de los Reportes Finales de Perforación del Campo Shushufindi,

los mismos que serán proporcionados por la ARCH.

3.5 PROCESAMIENTO DE DATOS

La información recolectada será analizada y será clasificada par ser sistematizada en

matrices de Excel, la misma que nos proporcionará una mejor visualización y

comprensión, interpretación y análisis de los datos por medio de curvas, figuras y

tablas estadísticas y permitirá obtener las conclusiones y recomendaciones

respectivas.

3.6 FACTIBILIDAD

El presente trabajo es factible realizarlo, porque cuenta con el talento humano del

investigador, apoyo técnico de los ingenieros de la ARCH, a su vez se dispone de los

recursos económicos propios de los investigadores, recursos bibliográficos, web

gráficos y tecnológicos suficientes para la ejecución del mismo. Se cuenta de un

tiempo de seis meses para el desarrollo de la presente investigación.

La empresa acepta y comparte el criterio de dinamismo que impone la constante

evolución de la tecnología y su aplicación en todas las actividades que se desarrollan

diariamente, por lo cual una vez aceptada la solicitud de realización de tesis en la

AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURIFERO se dará

libre acceso a toda la información que el investigador considere pertinente para el

desarrollo del presente proyecto de tesis.

97

CAPITULO IV

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

4.1 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

4.1.1 DISCUSIÓN POR INTERVALO

Los pozos analizados del Campo Shushufindi son un total de 21 pozos direccionales,

los cuales se perforaron durante el año 2012 hasta el 2014.

El análisis e interpretación de datos de fluidos de perforación para los pozos en

estudio se la realiza en cuatro etapas: 26”, 16”, 12 ¼” y 8 ½” y alcanzan una

profundidad promedio de 10000 pies MD y 9600 Pies TVD, cumpliendo con los

objetivos dentro de la zona productora.

La máxima inclinación del pozo es de 32.25°. La etapa de 26” es perforada

verticalmente hasta +/- 200 ft y se asienta la tubería de revestimiento de 20” a esa

profundidad. En la etapa de 16” se inicia el trabajo direccional a una profundidad de

400 pies (KOP) donde se construye con un (Dog Leg Severity) DLS de 1.80°/100

pies con una dirección constante de azimut de 350.73°. Hasta alcanzar una

inclinación de 32.25° a la profundidad de 2141 pies MD; y luego mantener tangente

hasta la profundidad de 3855 ft MD. Desde esta profundidad se empieza a tumbar

inclinación con un DLS de 1.70°/100 pies hasta alcanzar la inclinación de 0 ° a los

5752 pies MD y mantener la verticalidad hasta 10000 pies MD (profundidad final).

Todos los valores anteriormente descritos son promedios de los pozos analizados.

A continuación se presenta los principales datos de información y parámetros

estimados de los pozos en estudio, los cuales se presenta en tablas y gráficos:

98

Tabla 6: Topes de formaciones estimados – presión de Yacimiento del Campo

Shushufindi

FORMACION MD

(ft)

TVD(ft

)

Presión

Yacimiento

(psi)

Fluidos

ORTEGUAZA 5736 5280

TIYUYACU 6222 5766 Agua

CONGLOMERADO

INFERIOR

TIYUYACU

7610 7145

TENA 8130 7674

BASAL TENA 8803 8347

LUTITA

NAPO SUPERIOR

8824 8368

CALIZA M2 9308 8852

CALIZA A 9476 9020

ARENISCA

U-SUPERIOR

9523 9067 2300 Aceite y

agua

ARENISCA

U-INFERIOR

9602 9146 2600-2800 Aceite y

agua

LUTITA

NAPO MEDIA

9681 9225

CALIZA B 9727 9271

ARENISCA

T-SUPERIOR

9571 9295 2600 Aceite y

agua

ARENISCA

T-INFERIOR

9833 9377 2700 Aceite y

agua

LUTITA

NAPO BASAL

9925 9469

HOLLIN SUPERIOR 9993 9537

TD 10080 9624



99

Gráfico 26: Perfil del pozo - vista lateral


100

Tabla 7: Puntos de asentamiento de los revestidores (casing)


4.1.1.1 Sección de 26”

El fluido de perforación utilizado para los pozos en estudio del Campo Shushufindi

es diseñado en base a: perforar convencionalmente con broca tricónica de 26” hasta

200 pie de profundidad a través de sedimentos cuaternarios no consolidados.

Tabla 8: Principales parámetros de la sección de 26”

hoyo de 26" a 200 pie & revestidor de 20"

sistema lodo Nativo

litología sedimentos cuaternarios (conglomerados - boulders, arenas y

arcillas)

formación cuaternario

ángulo 0.0 grados

Fuente: (MI-SWACO, 2013)

La determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación en

de la sección de 26” se la realiza en función de la siguiente información generalizada

de los pozos en estudio: perforar con broca de 26” hasta 200 pie de profundidad, para

revestidor OD (in) asentamiento

profundidad

estimada de

asentamiento.ft

objetivo

conductor 16"200 pies desde

superficie+/- 200

Aislar

boulders

superficiales

superficial 133/8"

± 45 pies

dentro de

Orteguaza

+/- 5900

Aislar arcillas

reactivas de

Chalcana

produccion 95/8"

En el tope de la

caliza M2+/- 9300

Aislar

formaciones

que contienen

produccion 7"Cubrir zona

productora+/- 10080

base de la

arena T-inf.

101

lo cual se perforará con broca tricónica de 26” a través de sedimentos cuaternarios no

consolidados, usando un sistema NATIVO. La adición de Bentonita que es extendida

incrementa el punto cedente y los esfuerzos de gel del fluido, contribuyendo al

acarreo de cortes y la estabilización de las paredes del hoyo. La densidad inicial del

sistema es de 8,5 lb/gal, aumentando progresivamente hasta 8,9 a punto de revestidor

de 20 pulgadas.

4.1.1.1.1 Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de

perforación

Los siguientes parámetros forman parte de los problemas mayormente comunes y

presentes en la sección de 26” respecto a la gestión de fluidos de perforación:

Stock suficiente del material de pérdidas de control

Pre-hidratación de la bentonita

Optimizar el volumen del lodo

Densidad del lodo

Limpieza del agujero

Pérdidas de circulación

Presencia de boulders o cantos rodados

bajas tasas de penetración

Contaminación de fluido de perforación

Estabilidad de las paredes del pozo

Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM)

Fracturamiento de la formación

Retorno de cemento

4.1.1.1.2 Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas

representativas.

Este tema presenta las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas que se

pueden presentar en la gestión de fluidos de perforación. A continuación se analiza la

información proporcionada por los programas de perforación, programa de fluidos de

perforación, reporte de perforación y reporte de fluido de perforación.

102

Verificar que exista en locación suficiente material anti-pérdida y suficiente cemento

antes del inicio de la perforación en el caso que se necesite por una pérdida de

circulación. En esta sección hay riesgo de pérdidas superficiales.

Previo a iniciar la perforación de la fase de 26”, planificar en los tanques un circuito

corto para optimizar el volumen del lodo.

Pre-hidratar la bentonita por lo menos 6 horas antes del inicio de la perforación del

intervalo y extenderlo para optimizar la limpieza del hoyo.

La densidad inicial del sistema se encuentra en 8,5 lb/gal, aumentando

progresivamente hasta 8,9 lb/gal a punto de revestidor de 20 pulgadas.

Asegurar estado de cellar jet previo al arranque de la perforación. Además, evitar la

contaminación del fluido de perforación con espaciadores y/o cemento.

Iniciar la perforación con parámetros controlados (una sola bomba), se debe aplicar

la regla local 100 x 100, la cual consiste en 100 ft perforados a 100 gpm, 200 ft

perforados a 200 gpm, 300 ft perforados a 300 gpm. La aplicación de esta regla,

según experiencias locales, ayuda a minimizar el riesgo de fracturamientos y pérdida

de circulación. Es importante mencionar que este caudal no es óptimo para la

correcta limpieza del hoyo, por lo que el uso de píldoras de limpieza es necesario.

Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM), estos valores son

referenciales y dependen de las condiciones que se presenten en el pozo WOB: 05-8

KLBS, RPM: 50/80, GPM: 100-150.

Pérdidas de circulación en los primeros pies perforados, debido a la presencia de

boulders o cantos rodados; esta condición pudiera ocacionar problemas de limpieza o

pérdidas de circulación inducidas al no arrancar con un fluido bentonítico de alta

reología; por lo tanto.

Es necesario asegurar las correctas propiedades inhibitorias del sistema y mantener

buena limpieza del agujero.

Existe la posibilidad de embolamiento de la broca en esta sección. Se deberá

optimizar la hidráulica para minimizar este problema.

103

Antes de sacar tubería para realizar viaje, se debe chequear el pozo por flujo, si el

pozo esta estático, bombear una píldora pesada y continuar el viaje, llevando un buen

control del llenado del pozo para mantener la columna hidrostática todo el tiempo.

Realizar Dewatering al sistema de fluido de perforación, para ser utilizado en la

siguiente sección. Esto ayudará a minimizar el consumo de agua fresca.

Se debe optimizar el periodo de circulación con rotación y reciprocación de la sarta,

para ayudar a que todo el pozo se encuentre en movimiento y por ende la salida de

todos los cortes que se encuentren decantados en el hoyo.

Alcanzando punto de revestidor a 200 pie, se recomienda, bombear una píldora

dispersa y después una píldora de alta viscosidad para limpiar el hoyo, circular hasta

retornos limpios (mínimo 2 veces el volumen del fondo arriba), realizar viaje de

calibre, limpiar pozo nuevamente, y dejar en todo el hoyo una píldora de alta

reología pesada. Dejar en el hoyo una píldora viscosa de 80 a 150 seg/qt, para

asegurar la estabilidad del hoyo y corrida del revestidor. Con estos valores de

viscosidad se minimiza el riesgo de pérdida de circulación, ocasionado por

socavamiento. En el Campo Shushufindi no es necesario agregar material

densificante a la píldora viscosa, para mantener estable las paredes del hoyo. Los

equipos de control de sólido permiten mantener la densidad del fluido en un rango

deseado y la diferencia entre la presión hidrostática de una columna 200 pie de fluido

de 8,5 lpg Vs 9,2 lpg no es importante, como para originar la inestabilidad del hoyo.

Se recomienda limpiar/desalojar los retornos de cemento en el “cellar” mediante el

empleo de bombas electro-sumergibles y neumáticas, esta operación minimiza los

volúmenes de fluido descartados.

Durante la cementación mantener vacío el contrapozo para poder observar el retorno

del cemento. Estar muy atento en el momento que comience a flocular el lodo para

descartarlo fuera del sistema y asi evitar una contaminación por cemento o

taponamiento de las líneas. El uso de la phenolftaleina para determinar rapidamente

el retorno de cemento es un método efectivo.

104

Tabla 9: Propiedades del fluido nativo- sección de 26 pulgadas


A continuación se muestra la variación de la densidad durante la perforación de la

sección de 26”:

Gráfico 27: Comportamiento de densidades, hoyo de 26”


4.1.1.1.3 Establecimiento de prácticas eficientes generales

El análisis de los reportes de perforación y fluidos de perforación de cada pozo para

la sección de 26” se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales,

presentando los riesgos con su respectiva mitigación y recomendación para cada

caso.

Prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT pH LGS

MD pie lpg sec/qt cm3/30min cP lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v

0 Cuaternario 8,5 30-34 N/C TBP 3-5 N/C 7-8 2-5



200 Cuaternario 8,9 32-38 N/C TBP 8-12 N/C 7-11 <10

105

Tabla 10: Prácticas eficientes – sección 26”

RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIONES

Taponamiento flow line Realizar modificaciones al equipo, diámetros, longitudes, etc., según

especificaciones para líneas de flote.

Con bomba jet, limpiar rápidamente la línea. Bombear una píldora dispersa cada parada

perforada y cada tres paradas píldoras viscosas hasta pasar los 1000 ft de profundidad

cantos rodados Perforar con caudal entre 100-600 gpm. Bombear píldora dispersa y viscosa para

limpieza. Circular hasta retornos limpios. Píldora viscosa al final de la sección.

Reducir parámetros de perforación (100-200 gpm). Monitorear retornos y variaciones

continuas para determinar: inicio y final de los cantos rodados. Bombear píldoras de control de

pérdida y de limpieza

Embolamiento Bombear de píldoras antiespumantes durante la perforación. Bombear de píldoras

antiembolantes.

Limpieza de broca. Usar surfactante para desembolamiento.

Caída de ROP Incrementar los parámetros de perforación (WOB, RPM y caudal) para mejorar la

ROP.

Mantener el peso de Drill Colar de 91/2 para incrementar el peso de la broca.

Fuga por codo de salida de cellar

jet

Verificar el estado de la línea de succión del cellar jet. Implementar evaluación como parte de la prueba (test) de aceptación al equipo, previo al inicio

de la etapa de perforación.

Lavar el tubo conductor al

perforar

Iniciar las perforación con bajo caudal 100 gpm y bombear píldoras viscosas Contar con cellar jet o bombas eléctricas antes de comenzar la perforación

Pega de tubería por

empaquetamiento al perforar

Bombear píldoras viscosas. Usar bombas jet para limpiar el cellar cuando exista

ROP<10 ft/hr. Píldora viscosa al final de la sección. RPM los primeros 100 ft

Contar con suficiente material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación

Pérdidas de circulación al

circular

Bombear con bajo caudal y RPM los primeros 100 ft. Contar con suficiente

material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación

Contar con suficiente material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación

La TR no llega a fondo Realizar viaje de calibración. Colocar píldora viscosa en último viaje antes de

correr TR

Evaluar cementar, Trabajar TR

Realizado por: William Lalaleo

106

4.1.1.2 Sección de 16”

El fluido de perforación utilizado para la sección de 16” del Campo Shushufindi ha

sido diseñado en base a: perforar direccionalmente con broca de 16” desde 200 pie

hasta 5393 pie, a través de la formación Chalcana y 40 pies dentro de Orteguaza. El

trabajo direccional iniciará con KOP a 800 pie, incrementar ángulo hasta 18,44

grados, y mantener este ángulo hasta 5393 pie, punto de revestidor de 133/8”.

También asegurar las correctas propiedades inhibitorias del sistema y mantener

buena limpieza del agujero para asegurar la estabilidad del hoyo al perforar la

formación Orteguaza.

Tabla 11: Principales parámetros de la sección de 16”

hoyo de 16" desde 200 pie hasta 5393 pie & revestidor de 133/8"

sistema lodo Nativo - Disperso

litología Conglomerados, arenas, arcillas y lutitas

formación Cuaternario, Chalcana (con intercalaciones de Anhidrita) y

Tope de Orteguaza.

ángulo 0.0 – 18,44 grados


El objetivo de esta sección es aislar la formación Chalcana y parte de Orteguaza,

dando adicionalmente integridad y soporte para continuar con la siguiente sección.

Este es un fluido diseñado especialmente para perforar la sección de 16” donde las

características litológicas de los sedimentos muestran intercalaciones de arenas y

arcillas jóvenes hidratables que al contacto con el agua adquieren una consistencia

plástica y pegajosa. En esta sección se encuentran los niveles sedimentarios de la

formación Chalcana, la cual presenta estratos arcillosos de esmectita muy hidratable,

llamadas pulgadas Gumbo pulgadas; estas al hidratarse son muy pegajosas

ocasionando embolamiento de la broca, razón por la cual el fluido a utilizar en esta

fase, está compuesto principalmente por aditivos dispersantes y anti acreción.

El sistema Nativo-disperso se compone esencialmente de bentonita y agua.

Normalmente se usa este sistema para inicios de la perforación de un pozo. A medida

107

que la perforación continúa, los sólidos de la formación se incorporan dentro del

fluido de perforación. Los equipos de remoción de sólidos son usados para eliminar

la mayor cantidad posible de sólidos perforados. Algunos de los sólidos nativos de la

formación pueden ser de carácter bentonítico y aumentan la viscosidad del fluido de

perforación. Por lo tanto, a este sistema se le atribuye frecuentemente el nombre de

“lodo nativo”. Las ventajas de este sistema son un costo bajo y una Velocidad de

Penetración (ROP) alta. Este sistema suele disminuir considerablemente su

viscosidad con el esfuerzo de corte. Los sistemas base agua-arcilla no densificados

son generalmente convertidos en otro sistema antes de alcanzar cualquier parte

crítica del pozo. Por lo tanto, el contenido de sólidos debería ser mantenido a valores

bajos para facilitar esta conversión. Como este sistema no está densificado, el efecto

de flotabilidad que tiene sobre los ripios es bajo. Por lo tanto, la limpieza del pozo

depende de la viscosidad y del caudal. La viscosidad plástica debería ser baja, si el

contenido de sólidos del sistema es bajo, por lo tanto la capacidad de transporte debe

ser lograda con puntos cedentes más altos. Los des-floculantes químicos reducen

dramáticamente el punto cedente y la viscosidad. Esto puede causar una limpieza

inadecuada del pozo. Por lo tanto, el uso de des-floculantes químicos en este sistema

debería estar estrictamente limitado. Si se requiere un filtrado bajo, éste debería ser

controlado con adiciones de bentonita pre-hidratada si se usa en agua salada y un

aditivo de control de filtrado apropiado.


perforación

De manera similar que en la sección de 20” es necesario tomar en consideración los

problemas operativos ya mencionados anteriormente y también otros que son

característicos de las formaciones Cuaternario, Chalcana (con intercalaciones de

Anhidrita) y Tope de Orteguaza, las cuales son perforadas en el intervalo de 16”.


Pre-hidratación de la bentonita


Densidad del lodo

Limpieza del agujero

108


Presencia de boulders o cantos rodados y bajas tasas de penetración


Estabilidad de las paredes del pozo



Retorno de cemento

Taponamiento del flow line con arcilla tipo “Gumbo” al perforar la formación

Chalcana.

Contaminación con Anhidrita al perforar la formación Chalcana.


representativas.

Para perforar los primeros 600 pie se considera un sistema Nativo disperso, el cual

contribuirá con la limpieza y estabilización de los sedimentos jóvenes a perforarse

(posibles cantos rodados).

Pre-hidratar bentonita con anterioridad al arranque para obtener el máximo

rendimiento. La adición de bentonita incrementa el punto cedente inicial del fluido

mediante un extendedor de bentonita. Esta bentonita prehidratada es utilizada para la

perforación de los primeros 600-800 pie en circuito corto para optimizar el

rendimiento de la bentonita. Una vez observado la presencia de arcillas en zarandas

se abrirá un circuito completo con un sistema Nativo- Disperso. El lodo inicial puede

ser utilizado como píldoras viscosas.

El tramo restante de la sección de 16” es perforado con una pre-mezcla de agua

fresca con dispersantes, surfactantes (solo como contingencia), que permite aumentar

la tasa de penetración y evitar la acreción de la arcilla sobre la broca y el ensamblaje

de fondo.

Para optimizar la limpieza del pozo, se bombea píldoras de baja reología cada parada

y píldoras de barrido cada dos o tres paradas (la frecuencia puede variar de acuerdo a

la tasa de penetración y demás condiciones de perforación). Esta metodología nos

permite adicionalmente minimizar la formación de camas de cortes. Monitorear las

características de los recortes al momento del retorno. Es recomendable maximizar la

109

rotación de la tubería y el caudal en los momentos que se circule con el fin de ayudar

a remover mecánicamente los ripios que se alojan bajo la sarta (camas). Se requiere

circular por etapas para eliminar estas camas en la sección de mayor ángulo, previo

corrida del revestidor de 13 3/8”.

Durante la perforación de este intervalo en la formación Chalcana se mantendrá un

circuito cerrado con la unidad de Dewatering con el fin de disminuir el consumo de

agua fresca y mantener el sistema lo más disperso posible. Es necesario realizar

diluciones para evitar que el fluido incremente su viscosidad.

Durante la perforación de esta sección superficial, en muchas áreas del oriente

ecuatoriano, se ha encontrado material arcilloso de altísima plasticidad o altamente

reactivo, que puede taponar la línea de flujo, además de embolar la broca. Este

problema puede ser superado con una rápida dilución del fluido o incorporando

dispersantes, y sobre todo con un apropiado caudal que permita levantar los cortes a

superficie asi como su dispersión (> 600 gpm).

Estratos de anhidrita son usualmente encontrados durante la perforación de los

intervalos superiores, por lo que se llevara un control minucioso de la concentración

de Ca2+ en el sistema, realizando tratamientos, de requerirse, con agente alcalino y

dispersante para el control de Ca2+. Es necesario pre-tratar el sistema previo a viajes

de calibración y/o acondicionando.

La densidad inicial del sistema será de 8,9 lb/gal, y durante la perforación se llevara

la densidad de acuerdo al perfil programado. Para la corrida de revestidor se ajustara

la densidad al ECD + recortes, registrado durante la perforación. En caso de

presentarse problemas en los viajes de calibre se discutirá posibles incrementos en la

densidad.

Se aumentara la densidad del sistema a 9,8 lb/gal a la profundidad de 600 ft, con la

finalidad de alcanzar la caída de presión apropiada esto junto con un caudal de 1000

gpm.

Es importante mantener caudales por encima de los 1000 gpm y un adecuado diseño

hidráulico (HSI alto) con el fin de fomentar el lavado uniforme de las paredes del

pozo durante la perforación de la sección, asi como también evitar las tendencias de

110

embolamiento. En caso de disminución en la ROP, considerar barridos de píldoras

dispersas con cascara de nuez, para descartar posible embolamiento de la broca.

El surfactante se mantendrá como contingencia durante la perforación de esta fase, la

adicion de agentes tenso activos trabajan como un mecanismo de prevención. Desde

el punto de vista químico, se adhiere en las superficies metálicas de la broca y BHA

minimizando la adhesión de los recortes, facilitando el incremento de la tasa de

perforación.

Podría observarse pérdidas de circulación superficiales a nivel del zapato de 20

pulgadas, por lo que se debe comenzar a perforar con caudal controlado los primeros

200 ft e ir incrementando gradualmente hasta 650 gpm con ROP controlada hasta los

primeros 800 ft. Mantener suficiente material de pérdida de circulación en locación.

Mientras más rápido se alcance un caudal óptimo de perforación (>1000 gpm) en

función de los límites de presión del equipo, menor será la probabilidad de

taponamiento del flow line.

Previo a los viajes de tubería se debe bombear un tren de píldoras (dispersa –

viscosa) y circular hasta hoyo limpio. Igualmente al llegar al fondo se debe hacer la

misma operación previa a asentar la broca, con el fin de evitar que los sólidos

arrastrados por el BHA sean compactados entre las aletas de la broca y disminuya la

ROP.

La siguiente recomendación es para el personal involucrado en operaciones: en caso

de que el material de pérdida de circulación deba ser agregado y bombeado para

cualquier evento de pérdida parcial o total del fluido, la concentración, tipo y tamaño

de material a ser usado, debe ser discutido con el personal encargado de la operadora,

personal de MWD y Direccional. Esto es muy importante para prevenir el

taponamiento de la herramienta MWD y cualquier situación de control de pozo.

Minimizar el riesgo de embolamiento de la broca y del BHA y no sobrecargar el

anular con cortes, para lo cual:

Mantener mínimo peso sobre la broca

Seleccionar el tamaño de boquillas para obtener el máximo HSI (diseño

hidráulico alto).

Mantener máxima tasa de flujo (>1100 gpm)

111

Realizar simulaciones continuas con software disponible, para llevar

seguimiento a la limpieza asi como también el incremento de ECD + recortes.

Bombear píldoras con dispersantes mecánicos, cada parada perforada para mantener

limpio el ensamblaje de fondo y maximizar la tasa de penetración. Se debe disponer

listo surfactante como material de contingencia.

Bombear píldoras de barrido cada 2 o 3 paradas perforadas con viscosificante para el

control de filtrado, entexdedor de bentonita, dependiendo de las ROP. Se bombearan

tren de píldoras antes de cada viaje, dispersa y viscosa pesada. Las píldoras

dispersas, no deben ser bombeadas en la formación Orteguaza.

Usar viscosificante (control de filtrado) pre-hidratado para estabilizar zonas poco

consolidadas al inicio de la sección. Se recomienda en los viajes de calibre circular

en los puntos que indique el software a utilizar para remover posibles camas,

bombear píldoras dispersas y viscosas, y la tubería rotando todo el tiempo durante el

desplazamiento de las píldoras.

Perforar la formación Chalcana con un lodo de baja reología y asegurar su limpieza

de bombeo con píldoras viscosas frecuentemente cada 1 o 2 paradas dependiendo de

la ROP. Es necesario utilizar tasas de flujo mayor a 1000 gpm para ayudar a socavar

el hoyo y asegurar la limpieza del mismo. Al perforar con lodo inhibido, se observa

hoyo en calibre provocando grandes problemas de arrastre y empaquetamiento de

tubería. Mantener el punto cedente entre 8 – 14 lb/100ft2. La limpieza es crítica en

esta sección haciendo clave el bombeo de píldoras viscosas para asegurar la limpieza

del hoyo.

Bombear píldoras viscosas cada parada si es necesario, dependiendo de la ROP y la

reología del fluido. Formular la píldora con viscosificante (controlador del filtrado),

extendedor de bentonita.

Evitar bombear píldoras dispersas con mucha frecuencia, solo cuando sea necesario,

y esta nunca debe comprometer la limpieza del hoyo, ya que la limpieza es un factor

crítico en esta sección.

Bombear píldoras dispersas con dispersante (control de Ca2+), cuando se esté en

presencia de anhidrita, para evitar la floculación del sistema, no exceder la

112

concentración de 1 lb/bbl en el sistema y cuando se tenga este valor detener su uso;

usar dispersante y controlador de filtrado del sistema si es requerido.

Verificar que las mallas en las zarandas estén en rango adecuado para esta sección y

evitar colocar mallas de diferentes mesh (malla) en una misma zaranda, para

optimizar el sistema de control de sólidos.

Mantener el MBT lo más bajo posible y los LGS< 12 % v/v.

Tabla 12: Propiedades recomendadas- sección de 16 pulgadas.

Fuente: (Buenaño, 2013)

A continuación se muestra la variación de la densidad durante la perforación de la

sección de 16”, iniciando con 8,9 hasta 10,4 lpg al final de la sección.

prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT pH LGS Ca2+

MD pie lpg sec/qt cm3/30min cP lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l

200 cuaternario 8,9 30-35 N/C TBP 8-12 TBP 8-9 <12 <200

1000 Chalcana 9,2 30-35 N/C TBP 8-12 TBP 8-9 <12 <200





5353chalcana

orteguaza 10,4 36-43 N/C TBP 16-20 TBP 8-9 <12 <200

5393 Orteguaza 10,6 38-45 N/C TBP 16-20 TBP 8-9 <12 <200

113

Gráfico 28: Comportamiento de densidades, hoyo de 16”




la sección de 16” se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales,


caso.

114

Tabla 13: Prácticas eficientes y lecciones aprendidas – sección de 16”

RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIÓN

Limpieza del BHA, arrastre Diseño bajo del DLS. Alto galonaje mayor a 1100 gpm.

Problemas con bombas Mantenimiento preventivo. Al reiniciar operación, bombear píldora dispersa y viscosa y circular

Obstrucción en viajes a superficie y fondo,

empaquetamiento.

Revisar tortuosidad del pozo. Trabajar reciprocando hasta recuperar circulación. Continuar bajando con

bomba.

Taponamiento y fuga en el flow line Mejorar diseño de la línea de flujo. Iniciar perforación con 600

gpm hasta alcanzar 1000 gpm. Jets en el flow line con la tercera

bomba del taladro.

Utilizar bomba para los jets del flow line. Bombear píldora dispersa cada

parada y cada tres píldoras viscosas. Repasar puntos apretados, realizar

backreaming con mismos parámetros de perforación

Problemas en viaje de calibración. Optimizar limpieza. Circulaciones intermedias. Back reaming al sacar. Rimando de regreso a fondo. Máximo caudal y RPM.

Arrastres y apoyos durante los viajes de tubería Bombear continuamente píldoras de alta viscosidad. Levantar mayor cantidad de recortes posibles.

Apoyo durante la bajada de casing, lodo deshidratado y

abundantes sólidos.

Optimizar la limpieza antes de bajar casing. Agregar material

hidratante, mientras se circula. Evitar hinchamiento de lutitas, usar

estabilizador.

Trabajar con bomba y circular. .Incrementar washout donde la litología lo

permita. Evitar hinchamiento de lutitas, usar estabilizador. Bombear píldoras

lubricantes.

Presencia de gumbo en tubo conductor y en el bolsillo

de zarandas

Bombear píldoras dispersas cada parada y píldoras viscosas cada

dos paradas.

Mantener una bomba que permita limpiar la línea de flujo.

Perdida de hidratación del lodo de perforación Punto cedente óptimo. Evitar acreción de arcilla sobre la broca y

BHA. Utilizar los equipos de control de sólidos.

Revisar frecuentemente las propiedades reológicas del fluido. Pre-hidratar la

bentonita para obtener máximo rendimiento.

Asentamiento (apoyoa) de casing en Tiyuyacu,

incremento de presión con mínimo retorno.

Bombear píldoras en el viaje de calibración. Sobre 200-300 ft sobre

Orteguaza, bombear píldora dispersa seguida de píldora viscosa

pesada. Circular en fondo hasta tener retornos limpios.

En fondo bombear píldora viscosa con 2 puntos arriba del peso del lodo.

Espotear píldora estabilizadora y lubricada. Maniobrar con circulación.

Circular reciprocando la tubería con full parámetros.

115

Embolamiento de broca Eliminar formación de camas a la salida de la broca. Revisar: aditivos dispersantes, anti-acreción en el fluido y píldoras de baja

reología y de barrido. Maximizar rotación y caudal

Lavar el tubo conductor mientras se perfora Perforar con bajo caudal 100-200 gpm y bombear píldoras viscosas Contar con jet cellar o bombas eléctricas antes de comenzar la perforación

Fracturamiento y comunicación de cellars y

formaciones

Perforar con parámetros controlados hasta 500 ft. Bombear píldoras

viscosas cada parada

Material anti pérdida / controlar parámetros

Embolamiento de broca mientras se perfora Mantener óptimo caudal y óptimas condiciones del fluido de

perforación. Bombear píldora dispersa.

Bombear píldoras desembolantes. Sacar broca y estabilizar para limpieza

Hoyo apretado/ pega de tubería perforando Hacer viajes de calibración cada 45-70 horas. Usar fluido disperso.

Circular con máximo caudal.

Trabajo de la sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para

perforar. Usar martillo de perforación

Formación de ojo de llave Viajes de calibración Trabajo de la sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para

perforar, potenciales eventos de pega de tubería

Hoyo apretado/ pega de tubería en viaje de calibración

Viaje de condicionamiento entre 45-70 horas de exposición del

agujero. Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el

viaje. Usar fluido disperso

Trabajo con sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para

viajes. Usar martillo en BHA

Hoyo apretado en viaje de calibración al regresar a

fondo

Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el viaje

BHA simulado con igual configuración de BHA de perforación

Trabajar con la sarta

Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para viajes. Usar fluido

disperso

Tubería de revestimiento (TR) no llega a fondo Incrementar densidad de lodo para compensar ECD antes de bajar

TR. Trabajar apoyos con circulación. Análisis de tortuosidad.

Cementación hasta zapato de conductor y dejar píldora pesada.

Evaluar cementar TR. Sacar TR y realizar viaje de calibración . Evaluar TR

de contingencia. Viaje de calibración.


116

4.1.1.3 Sección de 12 ¼”

Perforar la sección de 12 ¼” direccionalmente desde 18,44 grados, verticalizando

hasta 0,0 a la profundidad de 6999 pie, y mantener hasta punto de revestidor de 95/8

grados a través de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo incluyendo la

Caliza M2, asegurando la limpieza del hoyo y la corrida del revestidor.

Tabla 14: Principales parámetros de la sección de 12 ¼”

hoyo de 12 ¼” desde 5393 pie hasta 9004 pie (MD)& revestidor de 95/8"

sistema Semi –Disperso

litología Lutitas, arcillas, conglomerados con niveles de chert

(Tiyuyacu), calizas, areniscas.

formación Orteguaza, Orteguaza, Tena, Basal Tena y Napo Shale (Lutita

Napo).

ángulo 18,44 – 0.0 grados


El objetivo de esta sección es aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y

Napo incluyendo la Caliza M2, dando integridad y soporte para continuar con el

siguiente intervalo. Se considera perforar secciones principalmente compuestas de

arcillas hidratables y sensitivas con el tiempo (compuesta principalmente de Ilitas y

Esmectitas), por lo cual debe ser perforado con un sistema de bajos sólidos

formulado con:

Agente inhibidor de arcillas en presencia de agua.

Encapsulador de sólidos perforados, además agrega lubricidad a las paredes

del pozo evitando la hidratación de la formación.

Surfactante para prevenir embolamiento de la broca y BHA.

Reductores de filtrado, permiten minimizar la invasión manteniendo la

estabilidad del agujero.

117


perforación

Es necesario tomar en consideración los problemas operativos que son característicos

de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale, las cuales

son perforadas en el intervalo de 121/4”.


Formaciones Tiyuyacu y Tena tienen alta tendencia a hincharse

Presencia de micro fracturas presentes al atravesar conglomerados, zonas de

arenas y lutitas.


Densidad del lodo


Mantener el valor adecuado de pH.

Filtrado del lodo.

Concentración de sólidos en Tiyuyacu y Tena (zonas arcillosas).




Retorno de cemento.

Frecuente embolamiento de la broca al perforar las arcillas de Tena

Limpieza y la estabilización de las paredes del pozo al perforar las

formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale.

Posible presencia de carbón en la formación Tiyuyacu.

Presencia de Crudo/Gas en las arenas.


representativas.

Una vez que se ha limpiado el cemento del revestidor de 13 3/8”, desplazar el fluido

contaminado por el sistema semi-disperso.

Perforar cemento y equipo de flotación con el fluido del intervalo anterior realizando

un circuito corto. En caso de requerirse se tratará el sistema con Bicarbonato de

118

Sodio, para evitar una contaminación con cemento que pudiese flocular el sistema.

Una vez que se ha limpiado el cemento del revestidor de 13 3/8” desplazar el fluido

contaminado.

Iniciar con densidad programada de 9.7 lb/gal. Generalmente, se perfora los

Conglomerados Superior e Inferior con densidad mayor. Es importante no exceder el

tiempo entre viajes de calibre mayores a 35 horas.

Las formaciones Tiyuyacu y Tena tienen una alta tendencia a “hincharse”, sin

embargo para prevenir este tipo de problema debe utilizarse inhibidor. Al atravesar

conglomerados, zonas de arenas y lutitas agregar al sistema circulante agentes

puenteantes; y estabilizadores de lutita con el fin de sellar las micro-fracturas

presentes. El surfactante se debe mantener como contingencia si es requerido para la

sección. El pH será mantenido alrededor de 9.0 - 10.0 en todo momento.

Agregar surfactante con la finalidad de prevenir incremento de la concentración de

sólidos mediante la encapsulación de los cortes, y favoreciendo el incremento de la

lubricidad. Es importante mantener esta aplicación mientras se perfora la sección y

especialmente cuando se atraviese las formaciones Tiyuyacu y Tena (zonas

arcillosas).

El filtrado se regula a 6 cc/30 min., desde el inicio de la etapa y se ajusta a valores

menores a 6 cc/30 min., con reductores de filtrado a medida que alcance la formación

Napo.

Utilizar material densificante para este intervalo y se adiciona agente sellante en las

formaciones Orteguaza, Conglomerados de Tiyuyacu y Napo Shale.

Bombear píldoras dispersas en las arcillas de Tena para evitar embolamientos de la

broca, tener estas píldoras dispersantes disponibles antes de entrar a esta formación.

Las características de hinchamiento observadas, son utilizadas para anticipar o

corregir los problemas, a menudo imprevisibles, encontrados con frecuencia mientras

se perfora las formaciones de arcillas reactivas.

Prevenir embolamientos del BHA y sobrecarga del anular con ripios, para lo cual

deberá:

Seleccionar el tamaño adecuado de boquillas para obtener máximo HSI.

119

Mantener máxima tasa de flujo, pero tratar de evitar en lo posible flujo

turbulento.

No controlar parámetros de perforación al entrar a Tena para evitar que la

broca se embole.

Tener píldora anti-embolamiento con reductores de filtrado preparada antes

de entrar a la formación Tena, para ser bombeada inmediatamente se

sospeche de embolamiento.

Optimizar el funcionamiento del equipo de control de sólidos para evitar altas tasas

de dilución.

Controlar el contenido de Calcio menor a 200 mg/l. Considerar que el uso de los

nuevos inhibidores tiende a incrementar la dureza total por encima de 200 mg/l, sin

afectar las condiciones del fluido.

Bombear píldoras de baja reología (excepto en las formaciones Orteguaza y Napo) y

píldoras de barrido cada 200 pie. Si la tasa de penetración es alta bombear las

píldoras de manera más frecuente, evaluar cuidadosamente las características de los

retornos tanto en cantidad como en naturaleza; en caso de observar alguna

anormalidad evaluar el incremento del perfil reológico del fluido circulante y mejorar

prácticas operacionales.

Previo a realizar viaje de calibre, circular el tiempo necesario para asegurar buena

limpieza del agujero, especialmente cuando se perfora a altas tasas de penetración y

alto ángulo. Bombear píldoras visco-pesadas con volúmenes entre 80 y 100 bbl con 1

lb/gal por encima del peso del fluido circulante en caso de requerirse. En zonas

arcillosas se debe bombear píldora dispersa cada parada perforada.

Revisar procedimientos de mezcla y manejo de productos durante la perforación del

intervalo. Tratar el sistema con bactericida para prevenir cualquier indicio de

degradación bacteriana después de perforar las formaciones Tiyuyacu y Tena. El uso

de los nuevos inhibidores otorga al sistema menor pH que el inhibidor previo.

Evitar tiempos excesivos de circulación y de rotación de tubería en zonas localizadas

de lutitas.

Utilizar productos lubricantes para reducir el torque y el arrastre, en caso de necesitar

mayor lubricidad disminuir el coeficiente de fricción de cualquier lodo a base de

120

agua, a fin de reducir la torsión y el arrastre. La condición de humectabilidad,

disminuye el potencial de embolamiento del conjunto de fondo de la sarta de

perforación.

Es necesario bombear una píldora de sello para las lutitas de la formación Napo

Shale, como sigue: Tener preparada previamente píldora de sello para estabilizar las

lutitas localizadas en la formación Napo Shale, determinar tope y base de esta

formación según la información suministrada por registros. Bombear píldora para

estabilizar las lutitas (esto se bombea cada parada perforada). Evitar bombear

píldoras dispersas cuando se atraviese las lutitas de “Napo Shale”; esto induce a tener

un ambiente de flujo turbulento, el cual creará un entorno desfavorable para

estabilizar esta formación. No circular por largos periodos en esta formación lo cual

desestabilizará las lutitas. Realizar simulación mediante software para asegurar la

limpieza, siempre en flujo laminar para prevenir su desestabilización. Evitar realizar

Back Reaming en esta zona en lo posible, ya que la vibración de la sarta en forma

pendular golpea las paredes de la formación induciendo el derrumbe fácilmente.

Es importante presentar la siguiente información para Basal Tena y el uso de píldora

de sello para la misma, según datos de Petrofísica se estima una permeabilidad de

aproximadamente 350 mili Darcy (mD) para las arenas de Basal Tena, se

conveniente sellar con agente densificante y sellante según la distribución de tamaño

de partículas. Estas píldoras están programadas para ser bombeadas 30 pie antes de

entrar a Basal Tena.

Otras recomendaciones para perforar esta sección son:

Usar surfactante para prevenir embolamiento de la broca desde el inicio de la

perforación de la sección de 12 ¼ pulgadas previamente pre-hidratada para evitar

ojos de pescado y taponamiento de mallas. Además agregar surfactante previamente

pre-hidratado, como dilución al sistema mientras se perfora la sección, nunca o evitar

en lo posible agregar agua directamente como dilución al sistema mientras se

perfora.

Asegurar que el punto cedente esté entre (12 - 16) lb/100ft2 los primeros 1,500 a

2,000 pie, e incrementar entre (16 – 20) lb/100ft2, en el resto de la etapa perforada.

121

Bombear Píldoras Viscosas cada dos paradas si es necesario, dependiendo de las

ROP y la reología del fluido.

Bombear Píldoras Dispersas cuando sea necesario, diseñar una apropiada hidráulica

de broca para evitar embolamiento, preparar píldoras cuando se sospeche de

embolamiento de la broca. (Tener esta píldora preparada antes de entrar a la

formación Tena y bombear).

Verificar que las mallas en las zarandas estén en rango adecuado para esta sección y

evitar colocar mallas de diferentes mesh en una zaranda, para optimizar el sistema de

Control de Sólidos.

Usar las Píldoras de Sello según Programa de Fluido para cada una de las

formaciones; Conglomerado, Basal Tena y Napo Shale.

Mantener el MBT < 25 lb/bbl, LGS < 6% v/v y el filtrado < 6 cc/30 min, desde el

inicio de la perforación.

Abajo se presenta la tabla que contiene los valores recomendados para la perforación

de la sección de 121/4”. Estos parámetros son profundidad, tipo de formación a

atravesar perforando, densidad, viscosidad, filtrado, viscosidad plástica, Punto de

cedencia, pH, sólidos de baja gravedad específica y otros.

122

Tabla 15: Propiedades recomendadas –sección de 121/4”


Elaborado por: William Lalaleo.

El siguiente gráfico muestra la variación de la densidad con que se perfora la sección

de 121/4”, desde un valor inicial de 9,7 hasta 10,4 al final de la sección.

prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT pH LGS Ca2+ PHPA

MD pie lpg sec/qt cm3/30min cP lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l ppb

5353 orteguaza 9,7 30-35 <6 TBP 12-16 <25 9-10 <6 <400 >0,75

5931 Tiyuyacu 10 32-38 <6 TBP 12-16 <25 9-10 <6 <400 >0,75

6377 conglom. Sup. 10,2 32-38 <6 TBP 12-16 <25 9-10 <6 <400 >0,75

6442base.congl.

Sup.10,2 35-40 <6 TBP 12-16 <25 9-10 <6 <400 >0,75

7279 tope.cong.inf. 10,4 35-40 <6 TBP 16-20 <25 9-10 <6 <400 >0,75

7795 tena 10,4-10,6 35-40 <6 TBP 16-20 <25 9-10 <6 <400 >0,75

8433 basal tena 10,6 40-48 <6 TBP 18-22 <25 9-10 <6 <400 >0,75

8444lutita napo

superior10,6 40-55 <6 TBP 18-22 <25 9-10 <6 <400 >0,75

8705 caliza M1 10,6 40-55 <6 TBP 18-22 <25 9-10 <6 <400 >0,75

8983 Caliza M2 10,6 40-55 <6 TBP 18-24 <25 9-10 <6 <400 >0,75

9004Caliza M2 -

casing10,6-10,8 40-55 <6 TBP 18-24 <25 9-10 <6 <400 >0,75

123

Gráfico 29: Curva de densidades –sección 121/4”




la sección de 121/4” se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales,


caso.

124

Tabla 16: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 121/4

RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIÓN

Taponamiento del flow line Realizar modificaciones de diámetro, longitudes, etc. De acuerdo a estándares

recomendados para línea de flote

Contar con bomba jet para limpiar la línea. Repasar puntos apretados realizar

backreaming con mismos parámetros de perforación.

Embolamiento de broca Mantener óptimo caudal condiciones del fluido de perforación. Bombear píldora

dispersa.

Bombear píldoras desembolantes. Sacar broca y estabilizar para limpieza.

Viajes de calibración Densificar el fluido Disminución en los viajes y arrastres.

Excesivo backreaming en viaje de salida Mejorar practicas operacionales de repaso y circulación tanto perforando como viajando.

Circular por encima del conglomerado inferior hasta retornos limpios.

Mismos parámetros de la perforación. Bombear píldoras de limpieza cada 2

paradas.

Incremento de torque en conglomerado superior Bombear píldoras lubricantes Reducir caudal.

Embolamiento en conglomerado inferior, descenso de ROP Bombear píldoras de limpieza Bombear píldora desembolante.

Perforar conglomerados Evitar backreaming Bombear píldoras dispersas y viscosas

Entrar en el casing de 133/8” Eliminar camas de recortes, optimizar limpieza Circular dentro de la zapata 2 fondos arriba o por debajo de Orteguaza.

Lutitas astilladas Incrementar densidad del lodo Circulaciones intermedias. Realizar viajes de calibración.

Presencia de H2S en superficie Mantener monitoreo constante en el fluido y en el ambiente. Mantener equipos

requeridos en locación y entrenar al personal

Verificar presencia de H2S en pozos vecinos. Activar alarma.

Baja rata de perforación (ROP) al atravesar conglomerado inferior Revisar parámetros de perforación Trabajar sarta reciprocando. Bombear píldora lubricante mecánico.

Pérdida de avance al perforar conglomerado inferior Incrementar peso del lodo. Bombear píldora desembolante y trabajar sarta. Bombear píldora viscosa y

circular hasta zarandas limpias.

empaquetamiento Limpieza del pozo Trabajar sarta arriba y abajo hasta retomar circulación y rotar

Atrapamiento de la sarta al repasar Buena limpieza del agujero. Incremento de densidad Bombear píldora lubricante. Aplicar peso con torque

125

Derrumbes de lutitas en Orteguaza No circular en Orteguaza Evitar costra muy gruesa. Evitar back reaming que desestabiliza lutitas

Pega de tubería por cemento verde Bajar las dos últimas paradas con circulación y rotación. Usar accesorios no rotativos Trabajar sarta. Usar martillo de perforación

Problemas de limpieza de agujero Optimizar diseño de hidráulica. Bombear tren de píldoras. Circular con máxima rotación

permitida

Viajes de calibración. Backreaming

Variación en las presiones de circulación, real vs estimada Revisión de ID de la sarta de perforación. Realizar prueba de eficiencia de bombas Reducir gpm. Evaluar uso de drill pipe de 5 -1/2”

Altos valores de torque Usar reductores de torque. Repasar cada junta perforada. Con circulación y rotación.

Bombear de píldoras de limpieza

Reductores de torque. Lubricantes en fluido (máx. 1.5%). Cambio de BHA.

Modificar parámetros operacionales

Influjo de agua por pozos inyectores Cierre de pozos inyectores. Estudio de geomecanica para evaluar ventana operativa.

Mapeo de presiones de Tiyuyacu

Procedimiento para control de influjo de agua

Arrastres y apoyos en viaje de calibración Limpieza del agujero. Reducir velocidad de viaje antes de entrar a conglomerados.

Identificar camas de recortes, Mantener el filtrado de acuerdo al programa de lodos

Reaming y backreaming. Max. Over Pull (OP) 30-40 Klb

Inestabilidad de hueco por formaciones reactivasen la perforación Agregar inhibidores de hidratación de arcillas. Pruebas de reactividad de la formación Trabajar la sarta con bombas y rotación

Arrastres y apoyos al sacar barrena a superficie Limpieza de agujero. Reducir velocidad de viaje antes de entrar a conglomerados.

Identificar camas de recortes

Reaming % backreaming. Utilizar BHA simulado. Max. Over Pull (OP) 30-

40 Klb

Tubería de revestimiento no llega a fondo Viaje de calibración. Incrementar Densidad del fluido para compensar ECD previo a la

corrida. Trabajar apoyos con circulación. Análisis de tortuosidad y velocidad de bajada

de TR

Pérdida de circulación durante la cementación Monitorear volúmenes de la cementación todo el tiempo. Evaluar el uso de material

sellante o anti pérdida en la lechada de cemento

Reducir gastos durante el trabajo de cementación al mínimo


126

4.1.1.4 Sección de 8-1/2”

Perforar la sección de 81/2” manteniendo la vertical a través de las calizas M2, A y B

y las areniscas U, T y Hollín, hasta 9689 pie y correr liner de 7”. El objetivo de esta

sección es cubrir y aislar las potenciales arenas productoras: U y T. El sistema

considerado es el inhibidor de lutitas, con el cual se busca, junto a un adecuado

puenteo, minimizar el daño de la formación, aumentando el retorno de permeabilidad

y la producción de hidrocarburos del pozo.

Tabla 17: Principales parámetros de la sección de 81/2”

hoyo de 81/2” desde 9465 pie hasta 10200 pie & revestidor de 7"

sistema inhibidor de lutitas

litología Lutitas, calizas y arcillas

formación Napo, Hollin

ángulo 0.0 grados



perforación

Es necesario tomar en consideración los problemas operativos ya mencionados

anteriormente y también otros que son característicos de las formaciones Orteguaza,

Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale, las cuales son perforadas en el intervalo

de 121/4”.


Formación de washouts (cavernas)

Fluido contaminado.


Densidad del lodo


Mantener el valor adecuado de pH.

Control del filtrado del lodo.

127

Daño de formación.

Uso de píldoras de baja reología (dispersas) debido a valores altos de torque y

arrastre.

Pega diferencial del BHA.



Retorno de cemento.

Frecuente embolamiento de la broca.

Limpieza y la estabilización de las paredes del pozo al perforar las

formaciones

Presencia de Crudo/Gas en las arenas.


representativas.

En base al análisis realizado, se recomienda los siguientes procedimientos durante la

perforación del intervalo:

Perforar cemento con el fluido del intervalo anterior realizando un circuito corto.

Una vez perforado el cemento del revestidor de 9 ⅝” desplazar el fluido contaminado

por el fluido inhibidor de lutitas previamente acondicionado. El sistema debe

presentar las concentraciones programadas de inhibidor de lutitas y controlador de

filtrado de manera previa al desplazamiento.

El filtrado se regulará a 5.0 cc/30 min., desde el inicio de la etapa con controlador de

filtrado y se ajustará menor a 5 cc/30 min., mientras perfora la sección, manteniendo

hasta el final del intervalo.

La concentración inicial de inhibidor, es recomendable en 1.0 lb/bbl, y mantener

hasta la profundidad total.

Bombear píldoras viscosas con el fin de evaluar la limpieza del hoyo; las píldoras de

baja reología (dispersas) NO deben ser empleadas en esta sección.

En valores altos de torque y arrastre, principalmente en zona de calizas, se adicionará

lubricante con el fin de incrementar la lubricidad del fluido, a través de píldoras con

128

una concentración de 3% v/v. Se recomienda evaluar como opción sustitutiva la

colocación de una píldora de lubricante mecánico.

Mantener un caudal máximo de (400–420) gpm, para evitar flujo turbulento el cual

podría desestabilizar las paredes del pozo.

Se mantendrá un punto cedente superior a 28 lb/100ft2 y la concentración de

estabilizador de lutitas entre 0.5 – 1.0 lb/bbl, preferir material con el tamaño de

partícula más pequeña. Con esto se busca estabilizar el agujero, minimizando los

washouts presentes en la sección. Se debe acompañar esta actividad con buenas

prácticas de perforación, como no circular por largos períodos de tiempo en zonas

erosionables (lutita), así como también realizar los viajes a velocidad moderada para

evitar suabeo y posible desestabilización de las lutitas.

Desde el inicio del intervalo adicionar material de puenteo y densificante de diferente

granulometría, con el fin de garantizar un sello efectivo frente a las arenas perforadas

y minimizar el riesgo de pega diferencial. Tomar de referencia la permeabilidad o

tamaño de poro establecido para el Campo Shushufindi.

Mantener en reserva un bache de lodo del sistema con material puenteante utilizando

este fluido como dilución durante la perforación. Es importante bombear estos

baches 20 pie antes de entrar a las Arenas U y T. Como referencia, al llegar a la

Caliza A se deberá bombear las píldoras sellantes para las arenas U y ajustar el

bombeo de píldoras sellantes al momento de perforar la caliza B tope marcador de

las arenas T.

Optimizar el funcionamiento del Equipo de Control de Sólidos para evitar

incremento en % LGS.

En caso de presentar propiedades adecuadas, el fluido remanente de la sección es

recomendable almacenarlo para su uso en el siguiente pozo o según los

requerimientos operativos.

Revisar procedimientos de mezcla de productos, manejo de productos, y

procedimientos a realizar durante la perforación del intervalo.

Abajo se presenta la tabla que contiene los valores recomendados para la perforación

de la sección de 81/2”. Estos parámetros son profundidad, tipo de formación a

129

atravesar perforando, densidad, viscosidad, filtrado, viscosidad plástica, Punto de

cedencia, pH, sólidos de baja gravedad específica y otros.

Tabla 18: Propiedades recomendadas- sección 81/2”


Tabla 19: Variación de la densidad del lodo de perforación – sección de 81/2”




la sección de 81/2” se indica en la siguiente tabla:

prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT pH LGS Ca2+

MD pie lpg sec/qt cm3/30min cP lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l

8983 Caliza M2 8,9 40-50 <5 14-18 28-30 <5 9-10 <3 <100

9034 Caliza A 8,9 40-50 <5 14-18 28-30 <5 9-10 <3 <100

9069arenisca

U.sup9 40-50 <5 16-25 28-30 <5 9-10 <3 <100

9149 arenisca U.inf 9 40-50 <5 16-25 28-30 <5 9-10 <3 <100

9221lutita Napo

medio9 40-50 <5 16-25 28-30 <5

9.5-

10.5<3 <100

9296 caliza B 9 40-50 <5 18-26 28-30 <59.5-

10.5<3 <100

9320 arenisca T.sup 9,1 42-55 <5 18-26 28-30 <59.5-

10.5<3 <100

9428 arenisca T.inf 9,1 42-55 <5 18-26 28-30 <59.5-

10.5<3 <100

9504lutita Napo

Basal9,1 42-55 <5 18-26 28-30 <5

9.5-

10.5<3 <100

9569 Hollin Superior 9,1 42-55 <5 18-26 28-30 <5 9-10 <3 <100

9689 TD liner 7" 9,2 42-55 <5 18-26 28-30 <5 9-10 <3 <100

130

Tabla 20: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 81/2”

RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCIÓN RECOMENDACIÓN

Altos valores de torque perforando Repasar cada junta perforada con circulación y rotación. Optimizar la limpieza del agujero.

Bombear píldoras de limpieza. Monitorear valores de T&D

Usar reductores de torque. Usar lubricantes en fluido (máx. 1.5%). Cambio de

BHA, modificar parámetros operacionales. Bombear píldoras viscosas

Pega diferencial Estudio de geomecanica para establecer ventana operacional. Diseño del fluido de

perforación y obturantes. Mantener la sarta en movimiento, limpieza del agujero. Disminuir

tiempo de conexión. Control de la densidad del fluido

Martillo de perforación. sidetracking

Inestabilidad de agujero/ pega de tubería Estudio de geomecánica para establecer ventana operacional y dirección de esfuerzos. Practicas operacionales recomendadas. Monitoreo de recortes

Pérdida de circulación (yacimientos con alta

permeabilidad y baja presión

Monitorear siempre ECD. Mantener buena limpieza del pozo. Mantener en buen estado las

propiedades del lodo. No bombear píldoras pesadas. Ajustar punto de asentamiento de la

TR de 9-5/8”

Bombear píldoras con material anti pérdida

Atrapamiento de la herramienta por pega diferencial / no

alcanzar TD

Cambiar configuración de las herramientas. Localizar la herramienta para liberar Viaje de calibración

Liner no llega a fondo Realizar Viaje de calibración. Incrementar densidad del fluido para compensar ECD previo

a la corrida. Trabajar apoyos con circulación. Analizar tortuosidad y velocidad de bajada de

TR

Evaluar cementar liner. Sacar liner y realizar viaje de calibración. Evaluar liner de

contingencia

Pérdida de circulación al cementar liner de 7” Monitorear volúmenes de la cementación todo el tiempo. Evaluar el uso de material anti

pérdida en la lechada

Reducir gastos durante el trabajo de cementación al mínimo

Pérdida de circulación durante la perforación y viajes. Correlacionar con pozos vecinos para evaluar ventana operativa de trabajo. Revisar equipos.

Detección de influjos y arremetidas del pozo.

Continuar con las buenas prácticas, 380-400 gpm. Usar bache viscoso. Usar

densidad de lodo menor a la presión de fractura de formación.

Arrastre sacando tubería en viaje de calibración Regresar a fondo con bomba. Rotar las dos últimas paradas. Mantener practicas

recomendadas

Bombear píldora viscosa y circular. Espotear píldora lubricante previo a la sacada

del BHA. Rotar y flujo de 380-400 gpm

Presencia de gas en el lodo durante toma de registros de

presión

Aumentar peso del lodo en dos puntos previo a sacar superficie para corrida de

registros

Realizado por: William Lalaleo

131

CAPÍTULO V

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En base al cumplimiento de los objetivos planteados para la realización de este

Trabajo de Grado se presenta las siguientes conclusiones y recomendaciones:

CONCLUSIONES:

1. La descripción de los fundamentos básicos de fluidos de perforación en el

presente trabajo permitió consolidar los conocimientos teóricos adquiridos

para fundamentar la presente investigación.

2. El análisis de los programas y reportes finales de perforación del Campo

Shushufindi permitieron identificar las buenas prácticas y lecciones

aprendidas para optimizar la gestión de fluidos de perforación en cada

sección perforada del campo en estudio; como se especifica a continuación:

Sección de 26”:

Taponamiento del flow line, se realiza modificaciones al equipo, diámetros,

longitudes, etc., según especificaciones para líneas de flote.

Embolamiento de la broca, se optimiza la limpieza del pozo, se circula hasta

retornos limpios, se usa el diámetro adecuado en las zarandas.

Pega de tubería, durante la perforación se bombea píldoras viscosas; además,

se necesita el control de las revoluciones por minuto (RPM).

Pérdidas de circulación, se perfora con bajo caudal y bajo RPM. Esto se

realiza debido a la presencia de cantos rodados que causa problemas como

caída de ROP y la tubería de revestimiento no llega a fondo de la profundidad

objetivo.

Sección de 16”:

Arrastre del BHA, se recomienda una buena limpieza del pozo para evitar la

formación de camas de recortes.

Problemas en viaje de calibración, es útil la erosión de la formación con

máximo caudal antes de realizar un viaje, se optimiza la limpieza y se realiza

circulaciones intermedias entre paradas.

Arrastres y apoyos durante los viajes de tubería, se bombea píldoras de alta

viscosidad.

132

Apoyo durante la bajada de casing, se hidrata mientras se circula y se usa

estabilizador de lutitas para evitar el hinchamiento de las mismas, esta pega

de tubería es ocasionada por lodo deshidratado y presencia de abundantes

sólidos.

Presencia de arcillas gumbo, se bombea píldoras dispersas cada parada y

píldoras viscosas cada dos paradas.

Embolamiento de la broca, debido a la presencia de camas de recortes es

necesario mejorar la limpieza al circular fondos completos. Es importante el

uso de lubricantes para evitar se adhiera la arcilla a la broca.

Fracturamiento de las formaciones, se perfora con parámetros controlados y

se bombea píldoras viscosas cada parada para levantar la mayor cantidad de

cortes posibles.

Pega de tubería, se realiza viajes de calibración cada 45/70 horas y se circula

con máximo caudal.

Sección de 121/4”:

Embolamiento de la broca, se mantiene óptimo caudal, se bombea píldora

dispersa y de acarreo.

Taponamiento del flow line, se realiza modificaciones del diámetro,

longitudes, etc. De acuerdo a estándares recomendados.

Incremento de torque, es necesario el bombeo de píldora lubricante.

Presencia de ácido sulfhídrico (H2S), se recomienda el monitoreo

constantemente en superficie del fluido; también, se evidencio necesario el

monitoreo del ambiente de la locación con equipos requeridos y el

entrenamiento al personal para la actividad mencionada.

Bajas tasas de perforación, se bombea píldora lubricante.

Lutitas astilladas, se verifica con el monitoreo de recortes en superficie y se

necesita el aumento de la densidad del lodo.

Empaquetamiento, se requiere una mejor limpieza del pozo, el bombeo de

píldora dispersa más píldora viscosa.

Derrumbes de lutitas en Orteguaza, no se circula en Orteguaza y se evita

backreaming porque desestabiliza las lutitas.

Pega de tubería por cemento verde, se baja las dos últimas paradas con

circulación y rotación.

133

Atrapamiento de la sarta, se necesita buena limpieza del agujero e

incremento de la densidad del lodo de perforación.

Sección de 81/2”:

Altos valores de torque al perforar, se requiere el repaso en cada junta

perforada con circulación y rotación; además, el bombeo de píldoras de

limpieza para optimizar el acarreo de recortes..

Pega diferencial, se revisa el estudio de geomecanica para establecer ventana

operacional, se mantiene la sarta en movimiento, se limpia el agujero y se

disminuye el tiempo de conexión.

Pérdida de circulación, es producto de yacimientos con alta permeabilidad y

baja presión, se previene con una buena limpieza, buenas propiedades del

lodo, y no se bombea píldoras pesadas.

Liner no llega a fondo, se realiza viaje de calibración antes de iniciar la

bajada, se incrementa la densidad, se analiza la tortuosidad y velocidad de

bajada de tubería de revestimiento.

Pérdida de circulación al cementar liner, es útil el monitoreo de volúmenes

de cementación y se evalúa el uso de material anti pérdida en la lechada.

3. En definitiva el análisis determinó la eficiencia técnica en las operaciones

sobre la gestión de los fluidos de perforación utilizados, esto se demuestra por

el tiempo no productivo (TNP) al ser menores o similares en comparación al

tiempo programado.

RECOMENDACIONES

1. Para la sección de 26”, es el uso de un lodo Nativo extendido, este sistema

permite perforar el intervalo con presencia de boulders o cantos rodados

mediante el incremento del punto cedente y los esfuerzos de gel del fluido,

mejorando el acarreo de cortes y estabilización de las paredes del pozo. Otras

técnicas que permite mejorar la perforación son realizar un circuito corto,

pre-hidratar la bentonita por un lapso de 12 horas como mínimo, trabajar con

una sola bomba para evitar fracturar la formación y es importante una

adecuada limpieza de las líneas para evitar tiempos no productivos (NPT).

2. Para la sección de 16” es importante el uso de lodo Nativo-Disperso con

dispersantes, surfactantes y un apropiado caudal, necesarios para aumentar la

tasa de penetración (ROP), evitar la acreción de la arcilla sobre la broca y

134

BHA, la dispersión se logra con galonaje >600 gpm, levantar los cortes a

superficie. También se debe optimizar la limpieza del pozo con píldoras de

baja reología cada parada, píldoras de barrido cada dos o tres paradas,

también es necesario rotar y circular la sarta con el fin de minimizar la

formación de camas de cortes. Se debe tener presente la existencia de estratos

de anhidrita por considerarse un contaminante para el lodo. La densidad

inicial del sistema se establece en 8.9 lb/gal.

3. En la sección de 121/4” es importante lo siguiente: el sistema semi disperso,

permite perforar en las mejores condiciones la litología que comprende:

lutitas, arcillas, conglomerados con intervalos de chert (Tiyuyacu), calizas,

areniscas. Este sistema contiene: agentes inhibidores que evitan el

hinchamiento de las formaciones (Tiyuyacu y Tena, zonas arcillosas) al

encapsular los ripios perforados y dar lubricidad a las paredes del pozo,

surfactante para prevenir el embolamiento de la broca y BHA, reductores de

filtrado que minimizan la invasión del filtrado manteniendo la estabilidad del

pozo, agentes puenteantes (conglomerados, zonas de arenas, lutitas),

estabilizadores de lutita con el fin de sellar microfracturas existentes. El

densificante para este intervalo es Barita con un valor inicial de 9,7 lb/gal. Es

necesario bombear píldoras dispersas en las arcillas de Tena para evitar

embolamiento de la broca y efectivizar buena limpieza en consecuencia

estabilidad del pozo.

4. En la última sección de 81/2”, el sistema recomendado para ser utilizado en

esta sección, debe ser capaz de manejar lutitas, calizas, areniscas de Napo y

Hollin, primordialmente se busca un adecuado puenteo y control del filtrado

del lodo que minimiza el daño de la formaciones productoras de

hidrocarburos. Es necesario bombear píldoras de alta reología (píldora

viscosa) pero no se debe emplear píldoras de baja reología (píldoras

dispersa). Un caudal máximo de 400-420 gpm, evita desestabilizar las

paredes del pozo. No se debe circular por largos tiempos en zonas

erosionables (lutitas). El CaCO3 se usa como material de puenteo y

densificante.

5. Los fluidos de perforación deben ser diseñados, para resultar compatibles con

la formación y el régimen de esfuerzos locales, lo que asegura la estabilidad

135

química y mecánica del pozo. Como resultado de estas medidas se han

reducido los incidentes de atascamiento de las tuberías. También se

recomienda la aplicación de técnicas y herramientas en especial software para

reducir el daño de formación mediante el diseño de fluidos de perforación

con bajo contenido de sólidos especialmente en la zona de interés (sección de

81/2”) al mejorar la limpieza y, por lo tanto estabilización del pozo.

6. Con la aplicación de buenas prácticas y lecciones aprendidas, se puede

estandarizar las operaciones a realizar. Sin embargo, siempre están presentes

eventos ajenos a lo programado, pero el grupo humano, con su conocimiento

y experiencia responsable está en condiciones de modificar diversos

parámetros, para reducir el riesgo, los costos e integridad de los pozos

evitando minimizar el tiempo No productivo (TNP).

7. El tema tratado es extenso, por lo tanto el estudio realizado es una breve

visión de los fluidos de perforación, en consecuencia, existe la posibilidad de

aumentar el conocimiento en futuras investigaciones del tema.

136

CAPÍTULO VI

6 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

6.1.1 BIBLIOGRAFÍA

6.1.1.1 BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA

ARANBERRI IBON, ALEXANDER BISMARCK. (2007). Caracterización

superficial de minerales arcillosos presentes en los depósitos de crudo. España.

ARENIVAR B., MARTÍNEZ G., RIVERA I. (2012). Evaluación fisicoquímica de

arcillas naturales existentes en el campo geotérmico Berlín, Usulután y elaboración

del diagnóstico de su comportamiento reológico durante la perforación de pozos

geotérmicos. El Salvador.

A., G. (1992). Curso de Metodología de Investigación. Quito: Serie Didáctica.

CRAFT AND HAWKINS. (1991). Applied Petroleum Reservoir Engineering. New

Jersey: Fred Dahl and Rose Kernan.

DAVILA PEDRO, TAYO WASHINGTON (2012). MEJORAMIENTO DEL

SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LA PRODUCCION DEL

PETROLEO EN EL AREA SHUSHUFINDI. Escuela Politécnica Nacional. Quito.

Ecuador.

DELGADO NAKARID. Y OTROS. (2007). Evaluation of oil-in-water emulsions

with non-ionic and anionic surfactants mixtures for potential use in the oil industry.

Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

ENRIQUEZ JOSE, FEIJOO MARLON, (2008). ACTUALIZACION DE LAS

RESERVAS EN BASE A LOS NUEVOS FACTORES DE RECOBRO DEL

CAMPO SHUSHUFINDI. Escuela Politécnica Nacional. Quito- Ecuador.

GALARZA LUIS, PAZOS LUIS (2010). Estudio de efectividad del sistema de

fluidos base amina-glicol-PHPA en la inhibición de los componentes arcillosos de las

formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Lutita Napo en un campo del oriente

ecuatoriano. Quito.

137

M. D. RUIZ CRUZ Y M. ESTERAS MARTIN. (1993). Caracterización geoquímica

de la esmectita en varias formaciones arcillosas de los flyschs del Campo de

Gibraltar. Cádiz, España.

MI SWACO. (2013). Programa de fluido de perforación. Pozo: SSFD-163 D. Quito,

Ecuador.

MI SWACO. (2012). RECAP de fluidos de perforación. Pozo: SSFD-163 D. Quito,

Ecuador.

MI SWACO. (2013). Informe técnico ES final de perforación. Pozo: SHS-163 D.

Quito, Ecuador.

Ing. Patricio Izurieta. Fracturamiento hidráulico. Universidad Central del Ecuador.

Quito.

Teoría, diseño y control de los procesos de clarificación del agua.

6.1.1.2 BIBLIOGRAFÍA CITADA

API, E. (2001). Manual de fluidos de perforacion. Dallas, Texas: Instituto americano

del petróleo.

ARCH. (15 de OCTUBRE de 2014). AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL

HIDROCARBURIFERO. Obtenido de htt:+//www.arch.ec/index.htm.

BAROID. (2001). Manual de fluidos de perforación. Texas.

Biedma, D. (2014). Un gigante que se despierta. Oilfied Review, 2,3.

Buenaño, C. (2013). Programa de fluidos de perforación. Quito.

Consorcio Shushufindi. (2012). Programa de perforacion SFD - 124 D. Quito.

Consorcio Shushufindi. (2014). Programa de perforacion.

CSSFD. (2014). Reprte de fluidos de perforación . Quito.

FIRP. (06 de 2010). Cuaderno FIRP S203. Recuperado el 13 de 05 de 2015, de

WWW.Cuaderno FIRP S203- A.COM

138

GALARZA LUIS, P. L. (2010). Estudio de efectividad del sistema de fluidos

arcillosos de las formaciones orteguaza, tiyuyacu, tena y lutita napo en un

campo del oriente del oriente ecuatoriano. QUITO.

Gonzáles Andres, J. M. (2010). Programa de brocas requerido para perforar el pozo

direccional XD. Guayaquil.

Halliburton. (2008). Manual de educacion continua de Halliburton. Houston, Texas.

Hermoso limon, j. (2014). Reología de fluidos de perforacion a alta presion. Huelva,

españa.

internacional, N. (2011). Aspectos fundamentales de la corrosión. Recuperado el 23

de junio de 2015, de www.Corrosión basics – An Introduction, Aspectos

Fundamentales Corrosión - Introducción) NACE Internacional.com

Mi-swaco. (2012). Informe de perforacion.

MI-SWACO. (2013). programa de fluido de perforación. Quito.

PDVSA. (2002). Fluidos de perforacion. Caracas.

PETROBLOG. (21 de MARZO de 2012). PETROBLOG. Recuperado el 01 de

JULIO de 2015, de PETROBLOG:

http://achjij.blogspot.com/2012/03/fluidos-de-perforacion.html

química, M. c. (diciembre de 2011). Mi ciencia química. Recuperado el 02 de Junio

de 2015, de http://micienciaquimicas.blogspot.com/2011/12/potencial-de-

hidrogeno.html

Romay, Y. (2008). Manual del fluido de perforación. mexico.

Sclumberger. (2015). Oilfield glosary . Recuperado el 10 de Junio de 2015, de

Oielfield glosary:

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/a/apparent_viscosity.aspx

Slide. (MARZO de 2014). Slide. Recuperado el 13 de mayo de 2015, de Slide:

http://slideplayer.es/slide/75638/

Valencia, R. (2014). clases. Recuperado el 12 de Enero de 2015, de

http://es.slideshare.net/RaulValenciaT/clases-22244517

139

Wikipedia. (30 de Julio de 2013). Flujo de Couette. Recuperado el 15 de Mayo de

2015, de Flujo de Couette: https://es.wikipedia.org/wiki/Flujo_de_Couette

140

CAPITULO VII

7 APENDICES Y ANEXOS

7.1 CURRICULUM VITAE

141

GLOSARIO TÉCNICO

A

Absorción.- Propiedad de algunos líquidos o sólidos de absorber agua u otros

fluidos. En la bentonita hidratada, el agua planar mantenida entre las capas micáceas

es el resultado de la absorción.

Adsorción.- Propiedad de algunos sólidos y líquidos de atraer a un líquido o a un gas

hacia sus superficies. Por ejemplo, el agua mantenida en la superficie exterior de

bentonita hidratada es agua adsorbida.

Agua de formación.- Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas

en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de sales

minerales.

Agua Salobre.- Agua con bajas concentraciones de cualesquier sales solubles.

Amortiguador.- Cualquier sustancia o combinación de sustancias que, al disolverse

en agua, produce una solución que resiste cualquier cambio de su concentración de

iones hidrógeno cuando se agrega un ácido o una base.

Arcillas nativas.- Arcillas que se incorporan a un lodo llamado de sólidos nativos

cuando se perforan formaciones poco profundas. Las arcillas nativas son

desaconsejables en lodos que son (o serán) densificados con barita. La viscosidad de

los fluidos densificados puede subir rápidamente con la adición de arcillas nativas, lo

que dificulta el control y bombeo del lodo. Se obtienen mejores propiedades del lodo

cuando se mantiene un bajo nivel de sólidos perforados, incluido el nivel de arcillas

nativas. (Schlumberger, 2015)

Atascamiento mecánico.- La limitación o impedimento del movimiento de la sarta

de perforación por cualquier razón que no sea el atascamiento por presión

diferencial. El atascamiento mecánico puede ser causado por la presencia de detritos

en el pozo, anomalías de su geometría, cemento, enchavetamientos o una

acumulación de recortes en el espacio anular.

Atascamiento por presión diferencial.- Una condición por la cual la sarta de

perforación no puede moverse (rotarse o moverse con movimiento alternativo) a lo

largo del eje del pozo. El fenómeno de atascamiento diferencial se produce

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/drillstring.aspx

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/drillstring.aspx

142

generalmente cuando se ejercen fuerzas de alto contacto causadas por las bajas

presiones del yacimiento, las altas presiones del pozo, o ambas presiones en un área

suficientemente grande de la sarta de perforación.

Azimut.- Es la desviación ó inclinación respecto al plano horizontal; es decir, la

dirección (azimut) de la sarta respecto al Polo Norte magnético del plano horizontal.

(Perfoblogger, 2009).

B

Back off.- En ocasiones en que los esfuerzos por recuperar toda la sarta de

perforación, se procede a la detección de puntos libres o que no estén atascados

mediante la aplicación de un alto torque para rotar la tubería y observando los puntos

en los que se observa que la tubería gira con el torque aplicado. De allí se obtiene la

profundidad en la que se espera que la tubería no esté atascada, se realiza una

desconexión mecánica o mediante cañoneo, separando la parte libre de la sarta de la

que está atascada para recuperarla. Este proceso se conoce como back Off, mediante

el cual se saca la tubería que fue desconectada mecánicamente.

Back reaming (repaso).- Técnica de perforación de hoyos direccionales que se hace

rotando la broca para asegurar la estabilidad del hoyo y evitar que el mismo se cierre

una vez que se haya sacado la tubería. De esta forma se va repasando en el hoyo ya

perforado circulando. Este procedimiento también permite volver a agrandar el hoyo

para la instalación de revestidores, tubos lisos, rejillas, etc., evitando de esta forma

apoyos de tubería. (Perfoblogger, 2009).

Bentonita prehidratada.- Una lechada concentrada de arcilla de bentonita mezclada

en agua dulce. La concentración práctica máxima de bentonita es de alrededor de 30

a 40 lbm/bbl porque una concentración mayor es difícil de mezclar y bombear. El

agua se pone en el tanque de prehidratación del equipo de perforación y el pH se

sube a 10 u 11 con soda cáustica. Se adiciona ceniza de soda, lo necesario para

eliminar la dureza. La bentonita se adiciona lentamente por la tolva de lodo. El

mezclado y la agitación en forma continua y enérgica ayudan a las partículas de

arcilla a dispersarse completamente. (Schlumberger, 2015)

Barril.- unidad de volumen utilizada en la industria petrolera desde sus orígenes y

que equivale a 42 galones o 159 litros en el sistema métrico decimal.

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/c/contact.aspx

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/r/reservoir.aspx

143

BSW.-se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo

de los tanques que contienen al petróleo.

C

Campo.- Área geográfica en la que un número de pozos de petróleo y gas producen

de una misma reserva probada. Un campo puede referirse únicamente a un área

superficial o a formaciones subterráneas. Un campo sencillo puede tener reservas

separadas a diferentes profundidades.

Capacidad de suspensión.- fluido con alta viscosidad que disminuye su viscosidad

con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas.

Colchón.- Un líquido bombeado antes que otro líquido para limpiar.

Conglomerados.- Rocas clásticos compuestos por trozos redondeados, de igual o

distinta naturaleza y terreno, de diferentes rocas, minerales, conchas, huesos, etc.

Tales trozos son gruesos o medianos, pero siempre de grado de división superior al

de la arena gruesa (1-2 mm) y aún al de la grava (2-10 mm), o sea, al menos de 10

mm. Un conglomerado apenas tiene cemento. (Schlumberger, 2015)

Contacto agua-petróleo (CAP).- se lo define como el nivel donde se obtiene una

producción de 100% de agua.

D

Desplazamiento.- Proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro

en un medio poroso.

Drenaje.- Proceso en donde la fase no mojante va aumentando su saturación en el

sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. Es el movimiento de petróleo y de

gas en un yacimiento debido al gradiente de presión que existe entre el yacimiento y

los pozos productores.

E

Emulsión (perforación).-Una dispersión de un líquido inmiscible en otro mediante

el uso de una sustancia química que reduce la tensión interfacial entre los dos

líquidos para lograr estabilidad. Se utilizan dos tipos de emulsión como lodos: (1)

emulsión de aceite en agua (o directa), conocida como "lodo de emulsión" y (2)

144

emulsión de agua en aceite (o inversa), conocida como "lodo de emulsión inversa".

La primera se clasifica como lodo a base de agua y la segunda como lodo a base de

aceite. (Schlumberger, 2015)

Emulsión inversa.- Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y

el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base

de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa

pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son

100% aceite. (Schlumberger, 2015)

Enchavetamiento.- Un canal de pequeño diámetro generado en la pared de un pozo

de diámetro más grande. Puede ser el resultado de un cambio abrupto en la dirección

del pozo (un cambio angular o pata de perro), o el resultado de dejar un resalto de

una formación dura entre formaciones más blandas que se expanden con el tiempo.

En cualquiera de los dos casos, el diámetro del canal generalmente es similar al

diámetro de la columna de perforación. Cuando se introducen en el canal

herramientas de perforación de mayor diámetro, tales como uniones de tuberías,

portamechas, estabilizadores y barrenas, sus diámetros más grandes no pasan y

pueden atascarse en el enchavetamiento.

Erosión mecánica.- producto resultante de la rotación y de los viajes del aparejo de

perforación.

Extendedor de arcilla.- Una clase de polímeros adicionados a un mineral de arcilla

para perforación durante la trituración, o adicionado directamente a un sistema de

lodo base arcilla, para mejorar el rendimiento reológico de la arcilla. (Schlumberger,

2015)

F

Falla.- Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de

la cual ha habido un perceptible deslizamiento.

Floculo.- Una masa coagulada de partículas en un líquido. Los flóculos pueden

existir de forma natural, pero a menudo se generan a partir de un sistema coloidal

disperso al que se le adiciona una sustancia química floculante. Las partículas de

arcilla y los polímeros en agua pueden flocularse para formar flóculos. (FIRP, 2010)

145

Fluido.- Sustancia que fluye y que se deforma ante cualquier fuerza que tienda a

cambiar su forma. Los líquidos y gases son fluidos.

Fluido de empaquetador.- Un fluido que se deja que queda en la región anular de

un pozo, entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento exterior, arriba

de un empaquetador. Las funciones son: proporcionar presión hidrostática, bajar la

presión diferencial en el pozo y la tubería de revestimiento para prevenir colapsos y

proteger los metales y elastómeros de la corrosión. (Schlumberger, 2015)

G

Gasto de operación.- Son los costos que se atribuyen a un proyecto, operación o

unidad específica.

Gel.- Los geles suelen ocurrir cuando las partículas coloidales dispersas tienen una

gran afinidad con el medio dispersante. Un término usado para designar arcillas

comerciales viscosificantes, de alto rendimiento, con un alto contenido de coloides,

como las arcillas bentonita y atapulguita.

Gumbo; lutita gruesa.- Un tipo inespecífico de lutita que se vuelve pegajosa cuando

se moja y se adhiere a las superficies de forma agresiva. Forma anillos y bolas de

lodo que pueden obturar el espacio anular, la línea de flujo y la zaranda vibratoria. Es

probable que la lutita "gumbo" contenga cantidades apreciables de arcillas de

esmectita con Ca+2. Se dispersa en el lodo a base de agua, causando acumulaciones

rápidas de sólidos coloidales. (Schlumberger, 2015)

H

Higroscopia.- es la capacidad de algunas sustancias de absorber humedad del medio

circundante. También es sinónimo de higrometría, siendo ésta el estudio de

la humedad, sus causas y variaciones (en particular de la humedad atmosférica).

I

Inclinación.- Es el ángulo de desviación del hoyo respecto al plano vertical.

(Perfoblogger, 2009).

Índice de limpieza del pozo (HSI).- Parámetro que proporciona una medida de la

fuerza hidráulica que consume la broca en función del caudal de la bomba, de la

caída de presión en la broca y del diámetro de la misma. El HSI es el factor primario

http://es.wiktionary.org/wiki/sin%C3%B3nimo

http://es.wikipedia.org/wiki/Higrometr%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Humedad

146

para maximizar la tasa de penetración, y es la energía necesaria en la broca para

transportar los cortes desde la salida (cara) de la broca al anular. (Gonzáles Andres,

2010)

Inhibir.- En los fluidos de perforación, los términos inhibir, inhibición y sistema de

lodos inhibidores se refieren a detener o lentificar la hidratación, hinchamiento y

desintegración de las arcillas y lutitas.

Imbibición.- Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante incrementa su

saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso espontaneo.

Interacción agua – arcilla.- La diferencia estructural entre las arcillas (la esmectita,

la caolinita, la clorita, la illita) determina la superficie expuesta a los fluidos de

yacimiento o los fluidos de estimulación. Por lo general, la existencia de una

superficie más alta indica mayor reactividad. Sin embargo, no toda la arcilla presente

en una roca es reactiva. Las arcillas pueden encontrarse en los espacios porosos,

como parte de la matriz o como material de cementación de granos. Las arcillas

autígenas, que se desarrollan en los poros a partir de los minerales presentes en el

agua connata, pueden rellenar los poros o tapizarlos. Estas arcillas poseen una

superficie considerable, expuesta en el poro y pueden ser reactivas, en tanto que las

arcillas detríticas que forman parte de la matriz suelen ser menos reactivas. Por otro

lado, las arcillas, como materiales de cementación o adherencia de granos pueden

reaccionar con el agua o el ácido y desagregar la formación si no son protegidas por

los sobrecrecimientos de cuarzo. (Schlumberger, 2015)

J

K

L

Litología.- Parte de la geología dedicada al estudio de las rocas; básicamente su

estructura y composición.

Lodo a base de agua.- Un fluido de perforación (lodo) en el que el agua o el agua

salada son la fase líquida principal, así como la fase mojante (externa). Las

categorías generales de lodos a base de agua son: agua dulce, agua de mar, agua

salada, cal, potasio y silicato. Abundan las subcategorías de éstas.

147

Lodo de emulsión.- Fluido de perforación a base de agua que contiene petróleo o

hidrocarburo sintético dispersos como fase interna. Los primeros lodos de emulsión

utilizaban diésel oil o petróleo crudo en lodos a base de agua alcalina. Los líquidos

sintéticos ahora están siendo sustituidos por petróleos en los lodos de emulsión.

(Schlumberger, 2015)

Lodo a base aceite de emulsión inversa.- Una distinción obsoleta entre dos tipos de

lodos a base de aceite. En el pasado, los lodos a base de aceite de emulsión inversa

eran aquellos con más de 5 % vol. de agua emulsionada y los lodos a base de aceite

eran aquellos con menos de 5 % vol. de agua. Hoy en día, esta distinción no es

pertinente porque el término general lodo a base de aceite abarca todas las

concentraciones de agua.

Lodo base de aceite.- Un lodo en el que la fase externa es un producto obtenido de

un petróleo, como diesel o aceite mineral.

Lodo base sintética.- Lodos no acuosos, de emulsión interna de agua (inversa), en

los que la fase externa es un fluido sintético en lugar de un aceite. Este y otros

cambios menores en las formulaciones han hecho que los fluidos sintéticos en los

lodos sean más aceptables ambientalmente para su uso costa afuera. Los lodos base

sintética son populares en la mayoría de las zonas de perforación costa afuera, a

pesar de sus altos costos iniciales, debido a su aceptación ambiental y la aprobación

para disponer de los recortes de perforación en el agua. No debería usarse el término

"lodo a base de aceite" para describir los lodos base sintética.

Lodo base diesel oil. Un lodo a base de aceite con diesel oil como fase externa. El

lodo base diesel oil es el lodo a base de aceite tradicional y tiene antecedentes de

excelente rendimiento para la perforación de pozos difíciles. (Schlumberger, 2015)

Lodo defloculado.- Un lodo a base de agua con arcilla cuya viscosidad ha sido

reducida por un tratamiento químico, incorrectamente llamado lodo "disperso". La

sustancia química utilizada es un defloculante, no un dispersante. Un defloculante de

arcilla bien conocido y eficaz es el lignosulfonato. El lodo, después de haber sido

defloculado, normalmente exhibe mucho mejores cualidades de revoque de

filtración, con un umbral más bajo de fluencia plástica y menores resistencias de gel.

148

Lutita.- Una roca de grano fino, impermeable y sedimentaria, compuesta de arcillas

y otros minerales, que suele tener un alto porcentaje de cuarzo y son buenas rocas de

cubierta para trampas de hidrocarburos. La lutita es el tipo de roca más común, y

ciertamente el más problemático, que debe perforarse para llegar a los depósitos de

petróleo y gas. La característica que hace que las lutitas sean muy problemáticas para

los perforadores es su sensibilidad al agua, debida en parte a su contenido de arcilla y

la composición iónica de la arcilla. Por esta razón, los fluidos de perforación a base

de aceite son el lodo de elección para perforar las lutitas más sensibles al agua.

M

Martillo (Jar).- Están diseñados para desarrollar un impacto tanto en las subidas

como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la

tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada.

Material higroscópico.

La absorción de agua por un material higroscópico tal como una arcilla o un

polímero. La hidratación es la primera etapa de la interacción arcilla-agua (o

polímero-agua). Cuando la bentonita seca se agita en agua, la hidratación se observa

en la forma de hinchamiento.

Material para control de pérdida de fluido.- Tipo de daño en el cual partículas

bloquean la formación cercana al pozo, reduciendo su productividad.

Migración de finos (terminación de pozos).- El movimiento de las partículas finas

de cuarzo y arcilla o materiales similares en la formación prospectiva debido a las

fuerzas de arrastre generadas durante la producción. La migración de finos puede

resultar de una formación no consolidada o inherentemente inestable o de la

utilización de un fluido de tratamiento incompatible que libera partículas finas. A

diferencia de la migración de arena que se estabiliza mejor, el material movilizado en

la migración de finos debe ser producido para evitar el daño de la región vecina al

pozo. La migración de finos hace que las partículas suspendidas en el fluido

producido obturen las gargantas de poros cerca del pozo, reduciendo la productividad

de éste.

149

Movilidad.- Es la facilidad con la que un fluido se mueve a través del yacimiento. Se

calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la

viscosidad de este.

N

O

P

Patas de perro (Dog Legs Severity, DLS). Es la tasa de inclinación que indica el

ángulo de desviación por cada 100 pies perforados. La empresa de Servicios

Direccionales incluye en los surveys entregados, el Dog Leg calculado para cada

profundidad, así si hubo poca inclinación entre una profundidad y otra separadas por

una distancia de 100 ft MD, se mostraran valores pequeños de Dog Leg. Este término

también hace referencia a las veces cuando las secciones del hoyo cambian de

dirección de manera más rápida de lo previsto o planeado, generando con ello serios

problemas de desviación notable con respecto al plan direccional, que puede incluso

ocasionar la pérdida de la arena o la realización de un side track. (Perfoblogger,

2009)

Pega diferencial.- Riesgo operacional y problemático que se presentan durante la

perforación, debido a muchos factores, entre ellos los debidos a las características

propias de la formación. También se deben a una diferencia de presión entre el hoyo

y la formación, ocasionada por una larga sarta con drill collars sobredimensionados o

la sarta posee larga longitud de los mismos. Además son debidas a una alta

desviación del hoyo, altas densidades, muchos ripios, interrupción de la circulación.

Cuando una tubería se queda pegada puede generar costosos daños, entre los que

están el corte de tubería, operaciones de pesca y la realización de un desvío lateral

(side track). (Perfoblogger, 2009)

Pérdida de circulación.- La reducción o la ausencia total del flujo de fluidos por el

espacio anular cuando se bombea fluido a través de la sarta de perforación. La

reducción del flujo puede clasificarse generalmente como filtración (menos de 20

bbl/hr), pérdida de circulación parcial (más de 20 bbl/hr, pero aún con ciertos

retornos), y pérdida de circulación total (cuando no hay ningún retorno de fluido en

superficie y el nivel del lodo caerá hasta cierta profundidad bajo el pozo. Al perder

150

este gran volumen de fluido se afectará directamente la presión hidrostática en el

fondo).

Permeabilidad.- Es la característica de un cuerpo solido el cual permite que un

fluido se mueva a través de él.

Permeabilidad absoluta.- Ocurre cuando un fluido homogéneo satura 100% el

espacio poroso. Y se mide en Darcy.

Permeabilidad efectiva.- Es la conductividad de un material poroso a una fase

cuando dos o más fases están presentes y también se miden en Darcy.

Píldora.- Cualquier cantidad relativamente pequeña (menos de 200 bbl) de una

mezcla especial de fluido de perforación utilizada para ejecutar una tarea específica

que el fluido de perforación regular no puede realizar. Algunos ejemplos son las

píldoras de alta viscosidad que ayudan a extraer los recortes de perforación de los

pozos verticales, las píldoras de agua dulce que disuelven las formaciones salinas en

proceso de intrusión, las píldoras para liberar tuberías que destruyen el revoque de

filtración y alivian las fuerzas de atascamiento diferencial y las píldoras de materiales

para pérdidas de circulación que taponan las zonas de pérdida de circulación.

Porosidad.- Es la capacidad de la roca para almacenar fluidos dentro de ella.

Q

R

Remoción de ripios.- más eficaz con fluidos con baja viscosidad.

Salmuera.- Es agua que dispone de una elevada concentración de NaCl que se

encuentra disuelta. La solución de cloruro de calcio emulsionada [CaCl2] (o

cualquier otra fase salina) en un lodo a base de aceite se conoce como "salmuera" o

"fase salmuera". La relación aceite/salmuera (abreviada OBR) se utiliza para

comparar el contenido de sólidos y el valor de salinidad de lodos a base de aceite.

Las salmueras claras son soluciones salinas que tienen pocos sólidos en suspensión o

ninguno.

Sidetrack.- Desviar un pozo del perfil original planeado debido a la pérdida parcial

de la sarta ya sea por pega diferencial o empaquetamiento.

151

Sistema de lodo cerrado.- Un sistema de lodo y control de sólidos en el que los

únicos residuos descartados son los materiales rocosos perforados húmedos. Estos

sistemas se utilizan para perforar pozos en áreas ambientalmente sensibles. En un

sistema de lodo realmente cerrado no se utiliza pileta de lodo de reserva. El lodo es

procesado de manera continua principalmente por medios mecánicos, como

tamizado, hidrociclón y centrífuga, para remover los sólidos al inicio. La segunda

etapa para quitar los sólidos coloidales se realiza con técnicas de limpieza de aguas

residuales.

Skin.- Es el factor de daño que tiene la pared del pozo. Se define como daño de

formación al cambio de permeabilidad y porosidad.

T

Tensión interfacial.- Una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles.

Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las

fases es el aire se denomina tensión superficial. La tensión interfacial se produce

porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes

de una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes

se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión

interfacial.

Tensión superficial.- La energía libre superficial que existe entre un líquido y el

aire. Esta barrera de energía impide que un líquido (como el agua) se mezcle

espontáneamente con el aire formando una espuma.

Trampa estratigráfica.- son originadas por cambios en el tipo de roca a lo largo de

la formación o estrato, su geometría está relacionada con el ambiente sedimentario

quien controla los depósitos de este tipo.

Trampa estructural.- Son originadas por procesos tectónicos, gravitacionales y de

compactación; entre las principales trampas estructurales tenemos: con pliegues

compresionales, compactacionales y de fallas.

U

V

152

Velocidad anular.- velocidad del fluido de perforación en el espacio anular dentro

del agujero. (Fluidos de control).

Viscosidad.- Es la resistencia interna de un fluido a fluir.

Viscosidad aparente.- viscosidad real o viscosidad verdadera observada.

Viscosidad efectiva o de circulación.- viscosidad verdadera en cualquiera de los

puntos obtenidos por lecturas de viscosímetro Fann.

W

X

Y

Yacimiento.- Es una estructura geológica porosa y permeable que ha permitido la

acumulación de hidrocarburos.

Z

Zona de transición.- Esta es la zona comprendida entre el contacto agua/petróleo

(CAP) y el punto en el cual el agua alcanza un valor de saturación irreductible.

153

CURRICULUM VITAE

WILLIAM PATRICIO

LALALEO MASAQUIZA

C.I. 1803400843

Lugar de nacimiento: Ambato - Ecuador

Fecha de nacimiento: 09 de Junio de 1980

Dirección: Psj. Primavera y Guayaquil

Teléfonos: 0991014358 (claro)

0999068088 (movistar)

DATOS PERSONALES

154

032754523

E-mail: [email protected]

ESTUDIOS

Primaria: Liceo Joaquín Lalama

Ciudad: Ambato

Secundaria: Instituto Técnico Superior Bolívar

Título: Bachiller en Ciencias especialización Físico - Matemático

Ciudad: Ambato

Superior: Universidad Central del Ecuador

Título: Ingeniería en petróleos (Egresado)

Ciudad: Quito, D.M.

Idiomas: Español natal

Ingles intermedio (cursando a la fecha)

Francés básico

Programas manejados: Word, Excel, Power Point.

mailto:[email protected]

155

“Taller de introducción a registros eléctricos y disparos”, dictado por

Halliburton Latin America. S.A.

“I Seminario de fluidos de perforación y control de sólidos”, dictado por

Qmax Ecuador S.A.

Curso – Taller de “PERFORACION DIRECCIONAL”, realizado por la Escuela

de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador.

Seminario taller “USO DE LA INFORMACION EN LAS PATENTES

DE INVENSION PARA LAS ACTIVIDADES DE INVESTIGACION”,

realizado por la Facultad de Ingeniería Química de la Universidad

Central del Ecuador.

FORMACION ADICIONAL

156

JORNADAS TECNICAS BAKER HUGES, dictadas por Baker Huges

Primer seminario “WORKSHOP DE SIMULACION DE

RESERVORIOS Y MODELAMIENTO GEOLOGICO (PETREL Y

ECLIPSE)”, dictado por GRUPO SYNERGY E&P ECUADOR.

JORNADAS TECNICAS HALLIBURTON, dictadas por Halliburton

PERFIL

VIRTUDES: Respeto, puntualidad, colaborador,

emprendedor

FORTALESAS: trabajo en equipo, responsabilidad, facilidad

de aprendizaje.

Empresa: CORPORACION LABORATORIOS AMBIENTALES

DEL ECUADOR CORPLABEC S.A.

Actividad: toma de muestras ambientales de aguas y suelos.

EXPERIENCIA LABORAL

157

Lugar: Campos operados por EP PETROECUADOR, Provincia de Orellana

Ing. Galo H. Guanoquiza R.

Empresa: CORPORACION LABORATORIOS AMBIENTALES DEL ECUADOR

CORLABEC S.A.

Cargo: COORDINADOR QSHE UEN-Ecuador

CORPLAB ECUADOR

Teléfono: 0987255205

REFERENCIA LABORAL

REFERENCIAS PERSONALES

158

Ing. Marco Pérez Dávila

Empresa: EP PETROECUADOR

Ocupación: Coordinador Señor de Investigación y Gestión de Información


Ing. Jimy Toscano Freire

Empresa: SMITH BITS (A Schlumberger Company)

Ocupación: Bits especialist I


Ing. Francisco Anaguano

Empresa: OPERACIONES RIO NAPO C.E.M

Ocupación: Company Man de reacondicionamiento de pozos


universidad central del ecuador facultad de … · ... 19 y demás pertinentes de la ley de...

Documents