CAPÍTULO 3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

3.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

31

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1

3.1 Programa y control del fluido de perforación

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos. Un programa de fluidos debe especificar: ¹

Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.

¹

Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.

¹

Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.

¹

Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹

Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio. El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

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Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena (pg)

Profundidad (m)

36

50

26

700

17 ½

1800

12

4000

8 3/8

4700

5 7/8

5500

Terminación

5500

Objetivo de la etapa Cementar el tubo conductor de 30” para tener un medio de circulación. Cementar tubería de revestimiento de 20” a fin de aislar los acuíferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforación en la siguiente etapa. Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubería de revestimiento de 13 3/8” a fin de poder cambiar el fluido de perforación base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales. Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubería de revestimiento de 9 5/8” a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa. Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, las cuales tienen un gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubería de revestimiento de 7” para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforación para la siguiente etapa. Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretácico Superior y Medio), cuyo gradiente de presión de poro está en el rango de 1.15 gr/cc. Terminar el pozo con un fluido limpio.

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Fluido de perforación

Densidad (gr/cc)

Bentonitico

1.08

Inhibido

1.20

Inhibido

1.70

Base Aceite

1.95-2.00

Base Aceite

1.70

Base Agua

1.20

Agua Filtrada

1.00



Control del fluido de perforación Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual del perforador). La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente información: Nombre del pozo - Fecha - Profundidad - Datos de las bombas de lodos - Equipo para el control de sólidos - Densidad - Viscosidad Marsh - pH del lodo - Viscosidad plástica - Punto de cedencia - Gelatinosidades - Contenido de cloruros - Contenido del ión calcio - Contenido de sólidos - Filtrado - Por ciento de aceite - Por ciento de agua - Cantidad de sólidos - Temperatura - Filtrado - Enjarre -

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Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación MATERIALES CONCEPTOS

Y TUBO CONDUCTOR

BARITA DIESEL OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. OBT. CELULOSICO MED. OBT. CELULOSICO FINO AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUÍMICO (COSTO) TIPO DE LODO Y DENSIDAD VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO VOLUMEN ENVIADO Y COSTO VOLUMEN PERDIDO Y COSTO SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) ATN. TÉCNICA. POR MANTTO. (CIA. MI.) CONTRATO INT. DE FLUIDO CIA´S (MI.) MATERIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) SERV. INT. ATN. TÉCNICA BARITA PROPORCIONADA POR CIA.

PRIMERA ETAPA

SEGUNDA ETAPA

TERCERA ETAPA

CUARTA ETAPA

T.R. 24” BNA 30”

T.R. 16” BNA 22”

T.R. 10 3/4” BNA 14 ¾”

T.R. 7 5/8” BNA 9 ½”

T.R. 5” BNA 5 7/8”

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

87.0611 MB

34.36 MB

TON. 6980.95 MB

TOTAL

CANTIDAD 0 TON. 710292 MB

0 TON. 0 TON. 0 7102.92 BENT. 1.08

E.I. DENS = 1.47 1045.5 MB

E.I. DENS 1.55

MB

KLA-GARD 1.25 129 MB

129 MB

140 MB

140 MB

315 MB

50 MTS

850 MTS

597 MB

E.I. DEN. 0.90-0.89 7775.95 MB

9547.45 MB

60 MB

131 MB

395 MB

855 MB

787.5 MB

366 MB

7380.95 MB

8989.49 MB

1741.73 MB

1741.73 MB

43 DÍAS

43 DÍAS

840 MTS

392 MTS

4332 MTS

0 MB

160 MB

160 MB

35 DÍAS

125 DÍAS

2200 MTS

3 DÍAS

13 DÍAS

34 DÍAS

40 DÍAS

63.88 TON.

260.19 TON

516.995 TON

787.1 TON.

36

1628.13 TON.



Continuación tabla 3.2 CONTT. CIA. CONTROL SOL COMSERTEC SERV. MANTTO. GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. LIMPIEZA INT/EXT. DE TUBERÍA SERV. RETROESCAVADOR A COSTO SANEAMIENTO DE RECORTES SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y TERMINO METROS PERF Y DESVIADOS COSTO POR METRO PERFORADO RECORTES TRANSPORTADOS VIAJES AGUA RESIDUAL TRANSPORTADA COSTO POR TRANSP. MQ. LODO DIESEL SUBTOTAL SERV. DE APOYO PROBLEMAS*

8 DÍAS

13 DÍAS

34 DÍAS

35 DÍAS DÍAS

9 DÍAS

40 DÍAS

79 DÍAS

174 DÍAS

SERV.

1 SERV.

1 SERV.

35 DÍAS

70 DÍAS

8 DÍAS

17 DÍAS 0 MB

17/01AL 19/01/98 50 MTS.

20/01 AL 1/02/98 850 MTS

2/02 AL 7/03/98 2200 MTS.

8/03 AL 16/04/98 840 MTS.

17/04 AL 25/06/98 590 MTS.

4530 MTS. 0 MB

VIAJE

17 VIAJES

8 VIAJES

0

0 DÍAS

1 VIAJE

1 VIAJE

430 VIAJES

455 VIAJES

1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA 7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

37


3.2

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación. Propiedades reológicas Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

38



Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann

Análisis 1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.). 2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro. 39



4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada 6. Aplicar las siguientes formulas: V p

=

Lec 600

−

Lec 300

Y p

=

Lec300

−

V p

Donde: Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps) Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie 2 7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis Sólidos y líquidos Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforación. Fase Líquida: Base-agua

Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsión directa).

Fase Sólida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita) Fase Química: Productos químicos Fase Liquida Base-aceite emulsión inversa

Fase continua: Aceite. Fase discontinua o dispersa: Agua salada.

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita). Fase Química: Emulsificantes.

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Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar. El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3): • • • • • • • • • •

Cámara de calentamiento. Condensador. Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3 de F. P.). Lana de acero. Probeta graduada. (10 cm3) Espátula. Solución de agente humectante Cepillos limpiapipetas. Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos. Grasa metálica (para alta temperatura).

Fig.3.3 retorta y sus componentes.

41



Análisis 1.

Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio y seco.

2.

Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador.

3.

Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa.

4.

Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la rosca.

5.

Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6.

Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.

7.

Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.

8.

Conecte la retorta.

9.

Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.

10. Tome las lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

42


3.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. Fluidos de Perforación Base Agua: Problema

Síntoma

Correctivo •

Yeso anhidrita

o

•

•

•

Embolamiento de la barrena •

Abrasión

Alta viscosidad y Gelatinosidad, y aumento de filtrado. Calcio y sulfato en el filtrado Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta. Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidráulica de la bomba de lodo.

•

•

•

Alta pérdida de filtrado

•

Enjarre esponjoso, blando y muy grueso. •

Pérdidas de circulación

•

Disminución del volumen en las presas. Pérdida completa del retorno de lodo. •

Lodo inestable

•

La barita se separa por sedimentación o precipitación. •

Alta viscosidad

Alta viscosidad

•

•

Elevada viscosidad Marsh y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos. Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de sólidos.

43

•

Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema. Añadir diesel para emulsionar el lodo. Controlar la viscosidad y el gel. Mejorar la hidráulica. Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar el desarenador para mantener un contenido mínimo de arena. Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de azul de metileno). Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de pérdida de circulación. Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento. Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades. Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere dilución con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad. Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos, se requiere también dilución con agua.


Alta viscosidad Alta pérdida de filtrado

•


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

•

• •

Viscosidad normal •

Bajo pH

•

pH por debajo de 7.0. •

Derrumbes (sólidos grandes diferentes a los recortes de perforación)

•

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

Añadir dispersantes. Añadir agente de control de filtrado. Añadir sosa cáustica, posiblemente se tenga agua salada en el sistema. Añadir inhibidor de corrosión. Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa: Problema

Síntoma •

Contaminación con agua

• • • •

• •

Alta concentración de sólidos

•

•

Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

•

•

•

•

Inestabilidad de la emulsión

• • •

Correctivo

Incremento en las propiedades reológicas. Reducción en la relación aceite/agua. Aumento en el filtrado APAT. Disminución en la densidad. Aumento en el volumen de fluido en las presas. Disminución de la salinidad. Aumento constante de las propiedades reológicas. Disminución en el avance de perforación. Incremento de sólidos de la formación en el fluido. Incremento en las propiedades reológicas. El incremento de viscosidad es posterior a un tratamiento con emulsificante secundario. La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo. Aspecto grumoso del fluido. Difícil de emulsificar más agua. Baja estabilidad eléctrica. Hay presencia de agua en el filtrado APAT.

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• •

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Añadir emulsificante. Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. Ajustar salinidad.

Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias. Checar que el equipo superficial eliminador de sólidos este funcionando Aumentar la relación aceite/ agua. Suspender adiciones de emulsificante. Aumentar la relación aceite/agua. Añadir emulsificante principal.

Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir emulsificante principal. Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y secundario.


•

Asentamiento de barita

•

•

•

Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación

• •

•

•

Contaminación con gas

• •

Perforación de mantos salinos Sólidos humectados con agua: barita y/o recortes

•

•


Ligera disminución en la densidad. Poco retorno de recortes a la superficie. Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie. Baja salinidad. Se incrementa la concentracion de sólidos. Los recortes se obtienen blandos y pastosos. Si el gas es CO 2 aumenta el filtrado APAT y cuando la contaminación es alta aparece agua en el filtrado. Disminuye la densidad. Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso. En la temblorina se obtienen recortes de sal. Se incrementa la torsión en la sarta de perforación.

•

•

• • •

• •

• •

• •

• •

Apariencia grisácea del lodo.

Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel. Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta. Aumentar salinidad. Añadir emulsificante principal. Revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas. Utilizar el desgasificador. Añadir cal para contaminación de CO2. Aumentar agitación. Aumentar densidad. Aumentar densidad. Aumentar salinidad. Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características: • •

•

Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo). Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación. Punto de ignición mayor de 52º C.

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3.4 Desplazamiento

3.4 DESPLAZAMIENTO El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. •

•

•

•

Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido. Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de 46


3.4 Desplazamiento

presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. •

•

Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado. Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación inversa y circulación directa. La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación Inversa .-

Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

47


3.4 Desplazamiento

Circulación Directa .-

Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 1.

En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo.

2.

Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa.

3.

Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de 48


3.4 Desplazamiento

esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas. 4.

La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades.

5.

Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control.

6.

Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo.

7.

Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento.

49


3.4 Desplazamiento

8.

Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos.

9.

En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

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3.5 Preparación de una salmuera

3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la densidad se puede emplear: •

Agua tratada (1.0 gr/cc).

•

Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).

•

Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas como la barita. Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando el resultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2 micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU. Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como las soluciones salinas y ácidas. A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados con inhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si la disminuyen considerablemente. Las siguientes tablas nos proporcionan información para preparar salmueras sódicas y cálcicas.

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Tabla 3.3

Densidad de solución 1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

Por ciento NaCl por peso Solución 0 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Agua 0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

NaCl = Cloruro de Sodio

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Gramos de sal por litro de agua

p.p.m de (NaCl)

10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270



Tabla 3.4

Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1m3 de salmuera a 15.5º C. Dens. gr/cc

Cloruro de Calcio (CaCl2) Kgs.

Cloruro de Sodio (NaCl) Kgs.

Agua dulce litros

83 148 205 254 296 220 350 385 407 430 453

8 26 46 63 80 100 117 134 154 174 194 214 231 251 271 291 311 250 200 154 117 91 71 57 46 37 28 17

996 991 984 979 974 967 960 953 946 939 932 924 917 910 900 894 886 874 872 875 875 870 867 865 862 858 858 860

Preparada únicamente con (CaCl2) CaCl 2 Kgs.

Agua dulce litros

1.38 1.39 1.40

530 547 567

846 741 831

1.41 1.43 1.44

587 607 630

825 815 808

1.00 1.02 1.03 1.04 1.06 1.07 1.08 1.09 1.10 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.18 1.19 1.20 1.21 1.22 1.23 1.25 1.26 1.27 1.28 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.37

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8 23 37 54 68 83 100 117 131 148 165 182 200 216 231 247 270 285 302 319 336 353 370 388 405 422 439 456 476 496 513

996 993 991 989 986 984 977 972 970 965 960 955 948 943 941 936 929 924 914 915 910 903 896 894 941 884 877 872 862 855 853


3.6 Aplicaciones

3.6 APLICACIONES •

•

Analizar un programa de fluido de Perforación y Terminación de pozos, aplicado en su área de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.

Si se desea preparar 80 m3 de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3 ¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad se obtiene?

Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3 (salmuera). 946 lts. (agua)/m3 (salmuera). Operaciones 154 Kg. /m3 x 80 m3 = 12,320 kg. de sal 946 lts./ m3 x 80 m3 = 75,680 lts. de agua Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl. Preparación: 1. 2. 3. 4.

Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación hasta alcanzar la densidad requerida. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m3) en caso que no se tenga dicho producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m3 o 1 Kg. de cal/m3 de salmuera.

Nota: en caso de preparar salmuera sódica de 1.19 gr/cm3 no debe de agregarse más cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo de las presas, por tener su máxima saturación.

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CAPÍTULO 3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

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