Fluidos de Perforación. Fundamentos teóricos y sistemas de DOWELL SCHLUMBERGER DRILLING FLUIDS. Tecnología aplicada a los fluidos de perforación.
A.- FUNDAMENTOS TEORICOS I.- FLUIDOS DE PERFORACION. Los fluidos utilizados durante las labores de perforación de un pozo , son denominados como fluidos de perforación. Este término está restringido a los fluidos que son circulados a través del hoyo y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo. El término “ FLUIDO DE PERFORACION ” , incluye gas , aire, petróleo , agua , y suspensión coloidal a base de agua y arcilla. Los fluidos usados en la perforación rotatoria , que inicialmente fueron tomados como medio para transportar los cortes de rocas a la superficie, son considerados ahora como uno de los factores más importantes para evitar fallas en las operaciones de perforación. Además de su cualidad de transportar ripios a la superficie, los fluidos de perforación deben cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente relacionada con la eficiencia, economía y total computación de la operación de perforación. Por esta razón la composición de los fluidos de perforación y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos estudios y análisis. Atendiendo a las necesidades , los fluidos de perforación deben poseer la capacidad de tener propiedades físicas y químicas que le permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones, para satisfacer las funciones más complejas, por ello se ha requerido que la composición de los fluidos sea más variada y que sus propiedades estén sujetas a mayor control. Esto ha traído como consecuencia el incremento del costo de los fluidos de perforación.
II.- FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION.
1- Transportar los ripios de perforación del fondo del hoyo hacia la superficie
La habilidad para sacar partículas de diversos tamaños fuera del hoyo es una de las funciones más importantes de un fluido de perforación. En la perforación de una formación, los cortes hechos por la mecha, o en algunos casos, pedazos de la formación provenientes de las paredes del hoyo al ocurrir algún derrumbe, deben ser continuamente evacuados desde el hoyo hasta la superficie. El cumplimiento de esta función dependerá de los siguientes factores: 1.1) Densidad de fluido. 1.2) Viscosidad del fluido. 1.3) Viscosidad del fluido en el anular. 1.4) Velocidad anular. 1.5) Densidad de los cortes. 1.6) Tamaño de los cortes. En la mayoría de los casos, el mantener una velocidad anular suficiente da como resultado un movimiento neto hacia arriba de los cortes. Cuando la capacidad de la bomba es baja para proveer una velocidad anular suficiente para levantar los cortes, un incremento en la
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viscosidad del lodo, particularmente por el incremento del punto cedente, debe resultar en una mejor limpieza del hoyo. Cuando la velocidad de asentamiento de las partículas es mayor que la velocidad anular, las partículas tienden a asentarse en el hoyo ocasionando múltiples problemas. Para disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es necesario aumentar la viscosidad del lodo, reflejándose esto en un aumento de presión de funcionamiento de las bombas para mantener un caudal establecido, lo cual produce una alta contrapresión capaz de ocasionar pérdidas de circulación. Es recomendable, que antes de incrementar la viscosidad se consideren todos los posibles problemas que se pueden inducir. Otra forma de disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es mediante el incremento de la densidad del fluido, ya que esto trae como consecuencia un efecto de flotación mayor sobre las partículas.
2- Enfriar y lubricar la mecha y la sarta de perforación.
La fricción originada por el contacto de la mecha y de la sarta de perforación con las formaciones genera una cantidad considerable de calor. Los lodos deben tener suficiente capacidad calorífica y conductividad térmica para permitir que el calor sea recogido del fondo del pozo, para transportarlo a la superficie y disiparlo a la atmósfera. Es mínima la posibilidad de que este calor se elimine por conducción a través del subsuelo, en consecuencia debe eliminarse por el fluido circulante. El calor transmitido desde los puntos de fricción al lodo es difundido a medida que éste alcanza la superficie. En menor grado el lodo por sí mismo ayuda a la lubricación. Esta lubricidad es aumentada mediante el uso de emulsionantes , o aditivos especiales que afectan la tensión superficial. La capacidad lubricante es demostrada por la disminución de la torsión de la sarta, aumento de la vida útil de la mecha, reducción de la presión de la bomba, etc. Con el uso cada vez más frecuente de las mechas con cojinetes auto lubricado, el efecto de la lubricidad de los lodos se manifiesta principalmente en la fricción de la sarta de perforación con las paredes del hoyo.
3- Prevenir el derrumbamiento de las paredes del hoyo y controlar las presiones de las formaciones perforadas.
Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque que sea liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería , además de consolidar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes del hoyo abierto. Normalmente, la densidad del agua más la densidad de los sólidos obtenidos durante la perforación es suficiente para balancear la presión de la formación en las zonas superficiales. La presión de la formación es la presión que tienen los fluidos en el espacio poroso y puede estimarse usando los gradientes de la formación. La misma se calcula mediante la siguiente ecuación: PF: Gradiente de formación (psi/pies) * Profundidad (pies) Siendo los gradientes normales 0.433 psi / pie para el agua dulce y 0.465 psi/pie para el agua salada. La presión hidrostática es la presión debida a la columna de fluido. La ecuación para el cálculo de presión hidrostática esta definida por:
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PH= 0.052 psi * profundidad (pies) * densidad lodo (lpg) pies*lpg Cuando la tubería se baja dentro del hoyo, desplaza el fluido de perforación, haciendo que este suba a través del espacio anular entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo. Esto es análogo a la circulación del fluido y los cálculos de presión pueden ser obtenidos por medio de las fórmulas descritas anteriormente. El control de las presiones anormales requiere que se agregue al lodo, material de alta gravedad específica, como barita, para aumentar la presión hidrostática.
4- Mantener en suspensión los ripios y el material densificante cuando se Interrumpe la circulación.
Las propiedades tixotrópicas del lodo, deben permitir mantener en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación, para luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. Bajo condiciones estáticas la resistencia o fuerza de gelatinización debe evitar, en lodos pesados, la decantación del material densificante.
5- Soportar parte del peso de la sarta de perforación o del revestidor.
Con el incremento de las profundidades perforadas el peso que soporta el equipo de perforación, se hace cada vez mayor. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. PESO TUBERIA= PESO TUBERIA (aire) * Factor de flotación Un aumento de la densidad del lodo conduce a una reducción del peso total que el equipo de superficie debe soportar.
6- Prevenir daños a la formación.
Además de mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo para prevenir derrumbes; debe elegirse un sistema de lodo que dentro de la economía total del pozo, asegure un mínimo de modificación o alteración sobre las formaciones que se van perforando, no sólo para evitar derrumbes u otros problemas durante la perforación, sino también para minimizar el daño de la formación a producir que puede llevar a costosos tratamientos de reparación o pérdidas de producción. Es necesario que el lodo tenga valores óptimos en todas sus propiedades para obtener máxima protección de la formación, aunque a veces, algunas de ellas deban sacrificarse para obtener el máximo conocimiento de los estratos perforados. Por ejemplo, la sal puede dañar un lodo y aumentar la pérdida de agua, no obstante, en otros casos se puede agregarse ex-profeso para controlar la resistividad y obtener un correcta interpretación de un perfil eléctrico.
7- Facilitar la máxima obtención de información sobre las formaciones perforadas.
La calidad del lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones perforadas. Las características físico-químicas del lodo deben ser tales que puedan asegurar la información geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de núcleos.
8- Transmitir potencia hidráulica a la mecha.
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El fluido de perforación es un medio para transmitir la potencia hidráulica disponible a través de la mecha, ayudando así a perforar la formación y limpiar el fondo del hoyo. La potencia debe ser considerada dentro del programa del lodo ; en general esto significa que la tasa de circulación, debe ser tal que el rendimiento de la potencia óptima sea usada para limpiar la cara del hoyo frente a la mecha. Las propiedades del flujo del lodo : viscosidad plástica , punto cedente, etc., ejercen una considerable influencia sobre las propiedades hidráulicas y deben ser controladas en los valores apropiados. El contenido de sólidos en el lodo debe ser también controlado en un nivel óptimo para lograr los mejores rendimientos.
III.-COMPOSICION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION A BASE AGUA.
La composición del fluido de perforación es función de los requerimientos de una operación de perforación. La mayoría de los lodos de perforación son a base de agua y forman un sistema constituido básicamente por las siguientes fases: 1- Fase líquida. Constituye el elemento de mayor proporción que mantendrá en suspensión los diferentes aditivos que forman las otras fases. Esta fase puede ser agua (dulce o salada); o una emulsión (agua-petróleo). 2- Fase coloidal o reactiva. Esta fase está constituida por la arcilla, que será el elemento primario utilizado para darle cuerpo al fluido. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo de la salinidad del agua. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorillonita, y para lodos elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial, cuyo mineral principal es la atapulgita. 3- Fase inerte. Esta fase está constituida por el material densificante (barita), el cual es sulfato de bario pulverizado de alta gravedad específica (4.2). Los sólidos no deseables como la arena y sólidos de perforación, también se ubican dentro de esta fase. 4- Fase química Está constituida por iones y sustancias en solución tales como dispersantes, emulsificantes, sólidos disueltos, reductores de filtrado, y otras sustancias químicas, que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo requerido por el diseño.
IV.- PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION. Durante la perforación de un pozo petrolero es de suma importancia el control de las propiedades físicas y químicas de los fluidos de perforación. Estas propiedades deben ser controladas de tal forma que el lodo proporcione un trabajo eficiente, en consecuencia se evalúan las propiedades del lodo para obtener: 1234-
El nivel deseado de cada propiedad. El control de las propiedades físicas y químicas. Conocimiento de los problemas ocasionados y las causas que los originan. Los tratamientos efectivos para solucionar estos problemas.
Estas propiedades son: A- Densidad del lodo.
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Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforación. Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por las mismas. La densidad máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo, esta determinada por el gradiente de presión. La presión de poro a una profundidad dada, muy frecuentemente excede la presión ejercida por el peso de la tierra, sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga). Hay algunas variaciones en las presiones de sobrecarga asumidas en diferentes áreas de perforación. La presión de sobrecarga es tomada en la mayoría de las áreas como 1 psi/pie de profundidad. Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hoyo, el lodo debe proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a ser perforados. Un exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente pérdida de fluido de control. La capacidad de sostener y transportar los ripios en un lodo aumenta con la densidad. En el pasado, una gran cantidad de materiales fueron utilizados como agentes densificantes para el lodo, tales como barita, óxido de hierro, sílica amorfa, carbonato de calcio y arcillas nativas. De todos estos materiales en la actualidad es la barita la más utilizada debido a su bajo costo, alta gravedad específica y por ser inerte. La hemática y la galena son utilizadas para zonas en donde es necesario un lodo extremadamente pesado para contener la presión de la formación. El máximo peso obtenido con barita, es aproximadamente 21 lpg, mientras que con galena se pueden lograr densidades sobre 30 lpg. Fluidos libres de sólidos son frecuentemente preferidos para trabajos de reparación y completación, debido a que mantienen sus propiedades estables durante largos períodos en condiciones de hoyo. Estos fluidos pesados, libres de sólidos son preparados por solución de varias sales, tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, carbonato de sodio, y carbonato de potasio, entre otras. Para determinar la cantidad de material de peso que es necesario agregar a un lodo para aumentar su densidad, se utiliza la siguiente fórmula: W= 350 * G.E * (Pf - Pi) * Vi / (8.33 * G.E - Pf) Donde: W = Peso de material densificante necesario, lbs. G.E= Gravedad específica del material densificante. Pf = Densidad final del fluido, lpg. Pi = Densidad inicial del fluido, lpg. Vi = volumen inicial del fluido, bbls. Para la Barita: Wb= 1470 (Pf - Pi) * Vi / (35 - Pf) De igual forma si se desea disminuir la densidad agregando agua se utiliza la siguiente fórmula: Vw= Vi (Pi - Pf) / (Pf - 8.33) Donde: Vw =Volumen de agua necesario, bbls. B- REOLOGIA. Reología, es un término que denota el estudio de la deformación de materiales, incluyendo el flujo. En terminología de campo petrolero la frase propiedades de flujo y la viscosidad,
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son las expresiones generalmente usadas para describir las cualidades de un lodo de perforación en movimiento. Por definición, viscosidad es la resistencia que ofrece un fluido a deformarse (a fluir). Los fluidos de perforación son tixotrópicos y una medida de viscosidad de un fluido de este tipo será válida únicamente para la tasa de corte a la cual la medida fue hecha. Han sido desarrolladas ecuaciones , que usan los valores medidos de viscosidad plástica, punto cedente y fuerza de gel para calcular las pérdidas de presión en la tubería de perforación y en el anular, y para estimar la velocidad de levantamiento de los cortes ( Modelo plástico de Bingham y Modelo Exponencial ). La viscosidad de los fluidos de perforación, es una función de muchos factores, algunos de los cuales son: a- Viscosidad de la fase líquida continua. b- Volumen de sólidos en el lodo. c- Volumen de fluido disperso. d- Número de partículas por unidad de volumen. e- Forma y tamaño de las partículas sólidas. f- Atracción o repulsión entre las partículas sólidas y entre sólidos y la fase líquida. Entre las propiedades reológicas están: B.1.- VISCOSIDAD PLASTICA. Es aquella parte de la resistencia a fluir causada por fricción mecánica. Esta fricción se produce: I- Entre los sólidos contenidos en el lodo. II- Entre los sólidos y el líquido que lo rodea. III. Debido al esfuerzo cortante del propio líquido. En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. Para lograr tal propósito, es fundamental que los equipos de control de sólidos funcionen en buenas condiciones. Para determinar la viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación: Vp (cps)= Lectura 600 r.p.m. - Lectura 300 r.p.m. B.2.- VISCOSIDAD APARENTE. Se define como la medición en centipoises que un fluido Newtoniano debe tener en un viscosímetro rotacional, a una velocidad de corte previamente establecida, y que denota los efectos simultáneos de todas las propiedades de flujo. Su valor puede estimarse de la siguiente forma: V.A (cps)= Lectura a 600 rpm/2 B.3.- RESISTENCIA A LA GELATINIZACION. Entre las propiedades del lodo, una de las más importantes es la gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas.
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La fuerza de gelatinización , como su nombre lo indica , es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado, después de un período de reposo. La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo, se dice que la tasa de gelatinización es baja y es alta en caso contrario. Un lodo que presenta esta propiedad se denomina tixotrópico. El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades en la circulación. El grado de tixotropía se determina midiendo la fuerza de gel al principio de un período de reposo de 10 segundos, después de agitarlo y 10 minutos después. Esto se reporta como fuerza de gel inicial a los 10 segundos y fuerza de gel final a los 10 minutos. La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para: a- Permitir que la arena y el ripio sea depositado en el tanque de decantación. b- Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación. c- Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce la misma en el hoyo. d- Permitir la separación del gas incorporado al lodo. Sin embargo , este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la barita y los sólidos incorporados en los siguientes casos: a- Cuando se esta añadiendo barita. b- Al estar el lodo estático. B.4.- PUNTO CEDENTE. Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. El punto cedente , bajo condiciones de flujo depende de: a- Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo. b- La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. c- La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo. Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes. Para determinar este valor se utiliza la siguiente fórmula: Vp (lbs/100 p2)= Lectura a 300 r.p.m. -Vp C- PERDIDA DE FILTRADO. La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo con importancia fundamental en las operaciones de perforación o completación. Básicamente hay dos tipos de filtración: Estática y Dinámica. La estática ocurre cuando el fluido no esta en movimiento, mientras que la dinámica ocurre cuando el lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante. Como es de esperarse, ambos tipos ocurren durante la perforación de un pozo. Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de espesor con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de revoques muy gruesos. Por otro lado la filtración dinámica se diferencia de la anterior en que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va formando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación. 7
Los problemas que durante la perforación se pueden presentar a causa de un control de filtración inadecuado son varios: Altos valores de pérdida de filtrado casi siempre resultan en hoyos reducidos lo que origina excesiva fricción y torque, aumentos excesivos de presión anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del hueco como resultado de un revoque muy grueso, atascamiento diferencial de la tubería debido al aumento en la superficie de contacto entre esta y la pared del hoyo; además puede causar un desplazamiento insuficiente del lodo durante la perforación primaria y una disminución en la producción potencial del yacimiento al dañar al mismo. La pérdida de fluido depende de: La permeabilidad de la formación, el diferencial de presión existente, y la composición y temperatura del lodo. Las rocas altamente permeables permiten altas tasas de pérdida de fluido, y al contrario las formaciones menos permeables producirán tasas más bajas de pérdida de fluido. La pérdida de fluido comienza a disminuir, después de un período de tiempo, aún en las formaciones altamente permeables. La pérdida de fluido de alto volumen durante el esfuerzo inicial lleva sólidos a los espacios porosos interconectados entre los granos de arena. Mientras sigue la pérdida de fluido, más y más sólidos son llevados y empacados en los espacios porosos de las rocas. Una vez que los espacios se hayan ocupado suficientemente con los sólidos del lodo, se comienza a formar un revoque sobre la superficie del hoyo. Experimentos demuestran que la pérdida de filtrado se puede disminuir si se aumenta la concentración de sólidos en el lodo. El mecanismo en este caso consiste en aumentar la velocidad de acumulación del revoque, disminuyendo así el filtrado. Sin embargo, esta forma de control no es adecuado ya que resulta en revoques muy gruesos y de alta permeabilidad, aunque se observe una reducción en la pérdida de filtrado. La mejor forma de controlar la filtración es controlando la permeabilidad del revoque. El tamaño, la forma, y la deformabilidad de las partículas bajo presión son los factores más importantes a considerar. Las partículas pequeñas, delgadas y planas son mejores ya que forman un revoque más compacto. La bentonita es el material cuyas partículas satisfacen adecuadamente estas especificaciones. Los factores más importantes que afectan la filtración estática son: a- La permeabilidad del revoque. b- El área sobre lo cual se desarrolla la filtración. c- La presión diferencial de filtración. d- El grosor de revoque. e- La viscosidad del filtrado. f- El tiempo de filtración. Los contaminantes solubles disminuyen el rendimiento de la bentonita y originan altas filtraciones. Estos contaminantes forman revoques gruesos que generalmente causan los siguientes problemas si no son contrarrestados:
a- Atascamiento de la tubería. b- Derrumbes. c- Pérdida de circulación. d- Dificultad en la corrida e interpretación de los registros. e- Dificultad en la terminación del pozo. f- Disminución de la producción del pozo. El proceso de filtración, cuando se circula es básicamente diferente a la filtración estática por la diferencia en la forma de deposición del revoque. Durante la filtración estática, el revoque será una función lineal del volumen de filtrado. Los sólidos depositados durante la circulación y las características de flujo son factores determinantes en la composición del revoque. El revoque igualmente esta determinado por la diferencia entre la tasa de deposición y la tasa de erosión, la cual
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dependerá principalmente de la velocidad del lodo, el tipo de flujo y las características del revoque en si mismo. El control de este tipo de pérdida de filtrado consiste esencialmente de la deposición de un revoque de baja permeabilidad en la cara de la roca permeable que está expuesta al lodo. D- CONTENIDO DE SÓLIDOS. En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la barita, y sólidos indeseables como ripios y arena, los cuales hay que eliminar del sistema. Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios métodos , ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes al peso del lodo en cuestión. Este porcentaje puede ser determinado por medio de las siguientes fórmulas:
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% % % %
sólidos= (Plodo - 8.33) * 7.5 (lodo nativo) sólidos= (Plodo - 6) * 3.2 (invertido con peso) sólidos= 1 - % fase líquida (base agua con peso) fase líquida= (35 - Plodo) / 26.67
Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación cuando no son controlados. La acumulación de sólidos de perforación en el sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones , de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo. Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son: a- Incremento del peso del lodo. b- Alteraciones de las propiedades reológicas , aumento en el filtrado y formación de un revoque deficiente. c- Posibles problemas de atascamiento diferencial. d- Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo. e- Mayor pérdida de presión debido a la fricción. f- Aumento de la presiones de pistoneo. Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos en un nivel que permita una perforación eficiente. Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos: a- Dilución. b- Asentamiento. c- Equipos mecánicos de control de sólidos. La dilución consiste en añadir agua al lodo, para reducir los sólidos en el volumen considerado. Este método es el más costoso. La adición de agua dependerá de: abcde-
Las especificaciones de peso del fluido de perforación. El tamaño del hoyo perforado. El tipo de formación perforada. La tasa de penetración. La eficiencia del equipo de control de sólidos.
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El asentamiento, consiste en pasar el lodo por un tanque o fosa de asentamiento en donde los sólidos puedan decantar. La eliminación por asentamiento se aplica esencialmente a los lodos de baja viscosidad y peso, y necesita un área relativamente grande para darle tiempo a las partículas a asentarse. El tercer método de control de sólidos es a través de equipos mecánicos. Para esto se utiliza: Las zarandas, desarenador, limpiadores de lodo y centrífugas. Las zarandas o rumbas constituyen el medio primario para controlar los sólidos y consiste en hacer pasar el fluido por una malla que filtra solamente las partículas que tengan un diámetro menor que los orificios de la malla. Los desarenadores ofrecen un medio mecánico muy eficaz para remover los sólidos nativos y la arena del fluido de perforación y los limpiadores de lodo están diseñados para descartar todas las partículas mayores de 15 micrones.
V.- PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACION RELACIONADOS CON LOS FLUIDOS DE PERFORACION. Existen una serie de problemas que perforación. Los más importantes son:
pueden ser
ocasionados por los
fluidos
de
A.- PERDIDA DE CIRCULACION. La pérdida de circulación consiste en la pérdida de lodo hacia las formaciones expuestas en el hoyo. El flujo de lodo hacia la formación implica que hay menos lodo volviendo a la línea de descarga que el que se bombeó o bien que no hay retorno. La reducción del flujo en el anular por arriba de la pérdida de lodo puede causar muchos problemas. Los recortes se pueden acumular en la zona de baja velocidad y caer al fondo cuando se detiene el bombeo. La menor velocidad en el anular disminuye la capacidad de acarreo del lodo y como consecuencia de la acumulación de recortes se puede ocasionar un aprisionamiento de tubería o pérdida del pozo. Además la pérdida del lodo en el anular trae consigo una reducción de la presión hidrostática en el pozo. En secciones lutíticas, esta disminución del sostén de la pared puede inducir a que las arcillas flojas se desmoronen haciendo que la herramienta quede aprisionada o, en casos graves, la pérdida del pozo. El pozo fluirá si la presión hidrostática se hace inferior a la presión de la formación, cuando esta es permeable. Esto presenta la situación sumamente peligrosa de pérdida de circulación en un pozo con surgencia. Si el fluido de la formación invade el lodo se convierte en un reventón subterráneo. La pérdida de circulación puede ser costosa .El costo de materiales para corregir la pérdida de circulación y del reemplazo del lodo puede resultar pequeño cuando se compara con el costo del equipo de perforación mientras se recupera la circulación y se remedian los posibles efectos colaterales. Para que se pierda lodo hacia la formación se necesitan dos factores: a- Los orificios de la formación deben ser tres veces más grandes que la mayor de las partículas existentes en el lodo. b- La presión debida al lodo debe ser superior a la presión de la formación.
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Las formaciones que típicamente se caracterizan por grandes como para permitir pérdida de circulación son:
tener orificios lo suficientemente
a- Formaciones no consolidadas o sumamente permeables. b- Fracturas naturales. c- Zonas cavernosas o con cavidades. d- Fracturas inducidas. Las formaciones no consolidadas, varían en su permeabilidad. Fallas , grietas y fisuras se producen en cualquier formación como resultado de las tensiones de la tierra. Las formaciones cavernosas están asociadas con calizas y formaciones volcánicas. Parecería que la mayoría de los casos de pérdida de circulación ocurre si queda expuesta una formación con grandes orificios. Si este fuera el caso, la pérdida de circulación se produciría siempre a medida que se perfora, en otras palabras en el fondo del pozo. En la práctica, las zonas de pérdida han estado ubicadas usualmente en la vecindad del último asiento de revestimiento. El movimiento de la sarta dentro del pozo eleva la presión en el fondo. Cuanto más rápido es el movimiento, mayor es la sobrepresión. Por esto cuanto más profundo está la mecha, más lentos deben ser los movimientos de tubería al sacar o meter la misma en el hoyo. Estas sobrepresiones son también aumentadas considerablemente por las propiedades deficientes del lodo: altas resistencias de gel y altas viscosidades. Al perforar las formaciones superficiales, la densidad del lodo puede aumentar debido a la perforación muy rápida. La perforación de la parte superior del pozo implica grandes tamaños del espacio anular y bajas velocidades de lodo. Un aumento en la presión hidrostática debido a esa sobrecarga, combinado con el bajo gradiente de fractura típico de las profundidades someras, puede causar pérdida de circulación. Una velocidad de penetración controlada, mayor viscosidad y el mayor caudal para sustentar la producción aumentada de recortes, evitará la sobrecarga del anular y ayudará a impedir muchas pérdidas en la parte superior del pozo. Otra zona potencial de pérdida es el aso de arenas depletadas. Las formaciones productivas en el mismo yacimiento o en las cercanías pueden causar una presión subnormal debido a la extracción de los fluidos de formación. El tratamiento previo del sistema de lodo en su totalidad con material de pérdida de circulación debe realizarse solamente cuando se conoce con seguridad que es efectivo en una zona particular anticipada. El pretratamiento no es sólo costoso, sino que también puede inducir a una fractura por su adición al sistema. El material de pérdida de circulación añadido aumenta el contenido de sólidos en el lodo, y por consiguiente, aumenta la viscosidad del mismo. Lo más recomendable cuando se utilizan materiales de pérdida de circulación es usar varios de ellos a la vez para que surtan mayor efecto. Es también recomendable usar mechas sin chorros y circular a baja presión sin pasar el lodo por las zarandas. Una vez logrado detener la pérdida , lo mejor es pasar de nuevo el lodo por la zaranda, para eliminar el material de pérdida ya que este altera las propiedades del lodo, disminuye la efectividad de las válvulas de asentamiento de la bomba y pueden tapar los chorros de la mecha, si se efectúa la circulación con ellos. En resumen para prevenir la pérdida de circulación se debe: 1- Reducir las presiones mecánicas. a- Mantener la densidad mínima del lodo. b- Mantener la viscosidad y los geles a niveles mínimos. c- Mantener lentos los movimientos de la tubería. d- Romper geles gradualmente durante la bajada de la tubería. e- Tomar medidas correctivas contra el embolamiento de la desprendimiento de lutitas.
mecha
y
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2- Seleccionar los puntos de revestimiento en formaciones consolidadas. Aún cuando se tomen medidas preventivas, no hay ninguna garantía de que no se producirá pérdida de circulación. Una vez que se presenta la pérdida, se deben tomar rápidamente medidas correctivas, para minimizar los efectos colaterales. El procedimiento recomendado a seguir en caso de observar perdida de circulación es el siguiente 1. DURANTE LA PERFORACION
1.1
Perdida parcial de circulación
En caso de observarse perdida de circulación parcial durante las labores de perforación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 ( Fino y Medio ) en concentraciones de 20 LPB. De igual forma si las condiciones de perforación lo permiten se recomienda la disminución de la tasa de bombeo a fin de disminuir las presiones en el espacio anular. De igual forma en zonas conocidas donde se espera observar perdida de circulación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 ( Fino y Medio ) cada 3 conexiones. 1.2
Perdida total de circulación
Durante las labores de perforación puede presentarse de imprevisto perdida total de circulación para la cual se recomienda: a. b. c. d.
e. f. g. h.
Detener el bombeo de lodo hacia el fondo. Sacar tubería hasta la zapata ( Intentar recuperar circulación ). Ubicar la zona de perdida. Preparar 100 Bls de píldora con material de perdida de circulación ( 60 LPB ) combinando materiales de granulometría gruesa , media y fina ( Evitar en todo momento el uso de mica en la zona productora). Bombear la píldora hasta la punta de la mecha. Bajar tubería 10 pies por debajo de el punto de perdida determinado. Desplazar píldora de material de perdida. Sacar tubería 100 pies por encima de la zona de perdida y/o hasta la zapata. Dejar píldora sin movimiento ( SIN CIRCULAR ) por 1 hora.
Bajar tubería y comprobar efecto de la píldora. En caso de ser necesario repetir procedimiento. De observar zona de perdida obturada tratar el sistema con 4 lpb de CaCO3 y continuar labores normales de perforación.
2. DURANTE UN VIAJE a. Mantener en todo momento el pozo lleno a fin de evitar un reventón. b. Ubicar la zona de perdida. c. Repetir el procedimiento del caso anterior. En todo momento el hoyo debe mantenerse lleno de fluido. B.- PROBLEMAS CON LUTITAS Y LA INESTABILIDAD DEL HOYO. Las lutitas desmoronables son uno de los problemas más comunes asociados a la inestabilidad del hoyo . No existen soluciones simples para este problema, pero una combinación de una buena práctica de perforación y un buen programa de lodo ayudarán a minimizar su ocurrencia. Los problemas relacionados con inestabilidad del hoyo en secciones lutíticas son: a- Limpieza del hoyo ineficiente. 12
b- Atascamiento de tubería y operaciones de pesca. c- Incremento en el costo del tratamiento al lodo. d- Malas cementaciones. e- Problemas de derrumbes. f- Dificultades para correr registros. g- Ensanchamiento del hoyo. h- Necesidad de revestidores intermedios. i- Pérdida de tiempo en la perforación por la necesidad de repasar el hoyo. Los principales factores mecánicos en los problemas con lutitas son: a- Erosión debido a altas velocidades anulares. Aplicación de técnicas inadecuadas de perforación como: presión de surgencia, acción de suabeo, entre otras. b- Invasión de filtrado hacia la formación y reacción desfavorable del fluido de perforación con las formaciones inestables. La inestabilidad de las lutitas puede ser el resultado de las siguientes fuerzas solas o combinadas: a- Presión de sobrecarga. b- Presión de poros. c- Fuerzas tectónicas. d- Absorción de agua. Desprendimientos de lutitas tienen lugar cuando secciones no perforadas de formaciones de lutitas entran en el pozo. Cuando se presenta este problema, se observa un aumento de ripios en el tamiz de la zaranda. A menudo un cambio en el tamaño y forma de los ripios acompaña el cambio de volumen. La presión de bomba tiende a aumentar a medida que el espacio anular es sobrecargado por el aumento de volumen de los ripios. Este aumento en la presión de bomba es generalmente lento, si bien en algunos casos puede ser en forma acelerada. La torsión y el arrastre aumentan a medida que el espacio anular se sobrecarga con los desmoronamientos provenientes de la zona dificultosa. Esto puede conducir al aprisionamiento de la sarta. Cuando se hace un viaje, el arrastre se hace anormalmente acentuado . Esto es particularmente cierto cuando pasan los portamechas a través de secciones del pozo de diámetro estrecho. También al regresar al fondo se encuentra un llenado excesivo, como resultado de que los desmoronamientos se añaden a la cantidad de recortes que se sedimentan hacia el fondo durante el viaje. Los problemas que aparecen como resultado de la entrada al pozo de secciones no perforadas de lutitas pueden describirse clasificando el problema según los siguientes tres tipos de lutitas. a- Portadoras de gas. b- Bentoníticas. c- Frágiles y fracturadas. La lutita que contiene pequeñas arenas lenticulares o lutita arenosa que esta cargada con gas a alta presión, es probable que se desprenda a menos que la presión hidrostática de la columna fluida sea suficiente por lo menos para balancear la presión de la formación. Si se perfora por debajo de la presión de equilibrio, la falta de tensión sobre el lado adyacente a la pared del pozo hace que la lutita se desprenda o sea arrojada dentro del pozo debido a las diferencias de presión. Los primeros síntomas de este problema serán usualmente el aumento de arrastre y de torsión. El estrechamiento del pozo se debe probablemente a la obturación en ciertas zonas de diámetro en buen calibre. El lodo se contaminará usualmente con gas sin que haya
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cambios apreciables en las propiedades del lodo, el que puede adquirir un aspecto esponjoso. El tratamiento primario consiste en aumentar la densidad del lodo en grado suficiente para exceder la presión existente dentro de la formación. Las resistencias del gel y la viscosidad se deben mantener en valores bajos, para que el gas atrapado se pueda remover mecánicamente y salga fácilmente del lodo. La baja viscosidad y resistencia de gel ayudará también a evitar el succionamiento de la lutita hacia el pozo cuando se extrae la tubería. Una ayuda secundaria puede obtenerse al agitar el lodo en los tanques con las escopetas sumergidas a fin de ayudar el escape de gas contenido en el lodo. La lutita bentonítica contiene arcillas coloidales que se parecen a una montmorillonita de buena calidad en su capacidad de hidratación. Como consecuencia, la penetración de este tipo de lutita se caracteriza por un aumento de la viscosidad y frecuentemente por una reducción de pérdida de filtrado. La hidratación de la lutita bentonítica hace que se hinche y se incorpore en el lodo. En algunos casos, puede minimizarse la hidratación de estas formaciones mediante la reducción de la pérdida de filtrado del lodo, con lo que disminuye la cantidad de agua disponible para la hidratación de las lutitas. Sin embargo, el uso de un sistema inhibidor usualmente tiene más éxito en el control de esos sólidos hidratables. La inhibición puede lograrse mediante la adición de una sal soluble que provea un catión capaz de intercambiarse con el ión de ligadura de la arcilla. El mismo efecto puede conseguirse empleando un polímero, que tienda a encapsular las lutitas bentoníticas y a reducir la cantidad de agua disponible para la hidratación de la arcilla. Adiciones de sal para controlar la inhibición osmótica del agua se utilizan también frecuentemente de modo que la acción osmótica deshidrata las lutitas en vez de hidratarlas. El empleo de emulsión inversa o lodo invertido es también muy efectivo en el control de estas lutitas. Formaciones de lutitas que han sido elevadas a un ángulo mayor que el normal pueden tender a ingresar al pozo por flujo plástico cuando son penetradas por la mecha, reduciendo las tensiones cerca del pozo. A medida que el fluido penetra en esas lutitas e igualiza las presiones, pueden tender a deslizarse en el interior del pozo debido a fuerzas de sobrecarga. Para el tratamiento de los problemas de lutitas frágiles y fracturadas, es importante reducir al mínimo la pérdida de filtrado del lodo , con el fin de evitar humedecer esas lutitas. La adición de materiales asfálticos también contribuye al control, pues esos materiales se intercalan dentro de los estratos, reduciendo la pérdida de filtrado, proveyendo un efecto taponante a nivel de los mismos. Un aumento de la densidad del lodo también ayuda a mantener esas lutitas en su lugar, cuando se puede tolerar un incremento de densidad sin peligro de pérdida de circulación. Es aconsejable mantener bajas viscosidades para evitar el desprendimiento por succión de estas lutitas dentro del pozo. Cuando no se puede aumentar la densidad sin ocasionar pérdida de circulación, puede aumentarse la viscosidad para ayudar a contener la lutita y limpiar mejor el hoyo, pero las resistencias de gel deben ser de valores bajos para impedir la succión de esas lutitas. El problema de los desprendimientos de lutitas no tiene una solución única o definida. Cada situación debe evaluarse independientemente de las demás. Sin embargo, si se conoce el tipo de lutita involucrada en el problema, el tratamiento puede prescribirse con mayor precisión. Dado que muchos problemas de lutitas se originan en causas mecánicas, estas se deben investigar ante todo, y si se diagnostica una causa mecánica debe procederse a corregirla. Buenas prácticas de perforación, como las que se citan a continuación nos ayudan en el problema de lutitas. a- Mantener un buen control de la densidad del lodo. b- Mantener las propiedades reológicas adecuadas en el fluido utilizado. c- Controlar la pérdida de filtrado.
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d- Mantener unas velocidades anulares no muy elevadas paredes del hoyo. e- Mantener el hoyo lo más vertical posible. f- No sacar ni meter la sarta de perforación muy rápidamente. g- Preparar buenos programas de revestidores.
para
no
erosionar las
C.- BROTES O SURGENCIAS. Un reventón es quizás el desastre más costoso que se pueda sufrir en operaciones de perforación y completación. En general se acepta el concepto de que el dominio de las presiones de las formaciones se divide en dos etapas: control primario y control secundario. El primario es la función de la columna de fluido que llena el pozo. Si se trata de un pozo productivo, la columna hidrostática es lo que contrarresta las presiones. Ese control primario es el más importante en el dominio de las presiones. Si se mantiene en el pozo una columna de fluido con las debidas propiedades de densidad, viscosidad y fuerza de gel, nunca se presentará un amago de reventón. Pero tan compleja es la corteza terrestre en donde se busca petróleo que en muchas ocasiones, las condiciones variables hacen a veces imposible la predicción de los requisitos de la columna de fluido. Además, en una grieta o cavidad puede perderse una gran cantidad de fluido. Por esta y otras causas nos vemos privados del control primario, precisamente cuando se necesita con urgencia. De allí la necesidad del control secundario, que consiste de los equipos impiderreventones. El éxito al tratar de suprimir un brote depende de los materiales y el equipo, pero únicamente cuando se tiene un buen conocimiento de la situación y se piensa acertadamente.
Las siguientes condiciones se deben analizar para escoger el equipo preventor más adecuado y las prácticas que se deben observar en cada pozo. a- Ajustar el caudal de la bomba a fin de mantener una presión constante durante el proceso de control. b- Aumentar la densidad del lodo a el valor determinado por los valores de la presión de cierre en la tubería y la presión de cierre en el anular. c- Monitorear en todo momento el volumen de los tanques y las unidades de gas en el lodo.
D.- PEGUE DE TUBERIA DURANTE LA PERFORACION HORIZONTAL La necesidad de obtener una mayor producción de crudo ha conllevado al desarrollo de la perforación horizontal, a fin de desarrollar económicamente la producción de pozos, logrando incrementar la longitud perforada en la zona de producción. Este método de perforación, sin embargo, origina cambios en la orientación de los esfuerzos en relación a las estratificaciones, lo que contribuye a la inestabilidad de la formación por lo que se necesitan de densidades mayores que la normal, siendo esto un factor crítico debido a la exposición de largas secciones de la misma. Esta inestabilidad es mayor cuando se perfora a pronunciados ángulos incidiendo en la limpieza del hoyo. Como es sabido, la perforación vertical produce recortes en una menor tasa que la perforación horizontal, lo cual ofrece una mayor capacidad de acarreo, al tener una menor concentración de partículas finas. Esto, aunado a las elevadas fuerzas laterales de la tubería y a la presión diferencial
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sobre las arenas, aumenta las posibilidades de un aprisionamiento durante la perforación del intervalo desviado. La limpieza de la sección horizontal, es por tanto, menor que en las secciones verticales debido a la influencia de la fuerza gravitacional que tiende a formar lechos de ripios, lo mismo que la disminución del flujo en la parte inferior de la tubería. El espacio anular resultante debido a la excentricidad de la sarta en el hoyo da como resultado un caudal mayor en la parte superior de la tubería y menor en la parte inferior de la misma, lo cual crea un perfil de velocidad irregular. Además la rotación de la sarta ayuda a fragmentar y suspender los recortes del lecho formado, lo cual conlleva a la necesidad de altas velocidades anulares para minimizar la formación de lechos de recortes. Debido a la necesidad de utilizar un galonaje bajo para el logro de el ángulo requerido y para mantener el mismo, el único factor para garantizar la limpieza del hoyo se basa en las propiedades reológicas del fluido de perforación. Ya que los cortes perforados en la sección desviada no son transportados a la superficie antes de llegar a la parte vertical, es de suma importancia evitar la formación de lechos de los mismos. Debido a que este objetivo no podrá ser logrado por medio de la hidráulica el mismo debe ser llevado a cabo removiendo los sólidos depositados en la parte inferior de la sarta mediante flujo turbulento, ya que de esta forma se logra una mayor fluencia en la parte inferior de la tubería, removiendo los cortes depositados. Este objetivo puede lograrse mediante el bombeo de píldoras de baja reología seguido por el bombeo de píldoras de alta reología, transportando de esta forma los sólidos removidos por la primera. De igual forma el repaso de la sección perforada en forma inversa, manteniendo el galonaje o incrementándolo si las condiciones lo permiten, ayudaría a este propósito. De esta forma, combinando el flujo turbulento y laminar, con la rotación y reciprocación de la tubería se lograría minimizar la formación de depósitos de cortes en la parte inferior de la sarta. Por otra parte la fricción entre el fluido de perforación y la sarta sobre la formación puede originar problemas de derrumbes y/o caída de ripios no perforados lo cual puede aumentar los arrastres al formarse lechos de ripios. Una forma de reducir la incidencia de este problema es mediante el bombeo de píldoras de lubricante a fin de disminuir el coeficiente de fricción.
VI.- CONTAMINANTES DE LOS LODOS A BASE DE AGUA. La composición y tratamiento de los fluidos de perforación a base agua depende de los materiales que se encuentren o agreguen intencionalmente durante las operaciones de perforación. Casi todo material podrá ser considerado contaminante en uno u otro caso. En términos generales, un contaminante es cualquier sustancia que pueda causar propiedades indeseables al lodo. En este sentido, todos los componentes del lodo base agua pueden ser contaminantes en algunos casos. Estos materiales, aunque en si pueden ser contaminantes por definición, no serán parte de esta discusión, ya que los de interés primordial serán aquellos que requieran tratamiento químico. Los tratamientos son posibles en algunos casos pero imposibles en otros. La regla de mayor importancia es de todas maneras, que el tratamiento y su efecto en el lodo deben ser compatibles. Algunos contaminantes pueden ser esperados de antemano y hacer el tratamiento previo adecuado. Este tratamiento es de gran ayuda al no ser en exceso y al no crear efectos adversos en las propiedades del lodo. Otros contaminantes son inesperados tal como aquellos que resultan de pequeñas infiltraciones o acumulaciones de contaminantes. Eventualmente, el contaminante mostrará su efecto al crear un cambio en las propiedades del lodo. Este cambio generalmente rápido, ocurre casi siempre cuando el lodo se encuentra más vulnerable como es el caso de la deficiencia progresiva de defloculante. Es de suma importancia mantener información completa sobre las propiedades del lodo para así ver el comienzo de alguna contaminación y evitar la degradación de un buen sistema.
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Antes de pasar a discutir las diferentes clases de contaminación, vale la pena repasar algunos principios fundamentales de química básica de fluidos base agua. La química, en cuanto a lo que nos concierne, trata con la presencia e interacción de compuestos e iones solubles en los lodos a base agua. El agua es el ingrediente principal de estos fluidos ya que disuelve, suspende y rodea a todos los componentes del sistema. Si se sabe como un compuesto químico reacciona con el agua, se tiene entonces una buena indicación de como ha de reaccionar dentro de un lodo. Debido al gran número de complejos orgánicos y arcillas en un fluido de perforación, no es sorprendente el que las predicciones de la reacción de un químico en ellos, basada en su comportamiento con el agua, sean a veces algo erradas. Debido a esto tiene igual importancia el sentido común y los conocimientos químicos en el mantenimiento de un buen fluido de perforación. Los equivalentes por millón (EPM) es la concentración de un ión en ppm dividida por el peso equivalente del ion. EPM se usa con facilidad para obtener la cantidad necesaria para tratar algún contaminante, ya que se necesita un EPM de químico para reaccionar con un EPM de contaminante. Así las LPB de químicos necesarios para contrarrestar los EPM de contaminante se pueden determinar por: LPB de agente químico= 0.00035 * EPM contaminante * Peso equivalente del químico Por ejemplo si un filtrado tiene 600 PPM de Ca++ y tiene que ser tratado con Carbonato de sodio (NaCO3) EPM de Ca++ = 600/20 = 30 Peso equivalente Na2CO3 = 106/2 = 53 LPB de carbonato de sodio = 0.00035 * 30 * 53 = 0.5565 A fin de evitar un tratamiento excesivo de carbonato de sodio, debe mantenerse una cantidad detectable de calcio mínimo en el filtrado.
Entre los contaminantes más comunes de un lodo base agua tenemos: A.- CONTAMINACION CON CLORURO DE SODIO. La contaminación con sal puede provenir del agua que se usa para mezclar el fluido, perforación de domos salinos o flujos de agua salada. La sal como contaminante no puede extraerse del fluido por medios químicos. El efecto dañino de la sal en los lodos no es tanto la reacción química de los iones, sino el efecto electrolítico, el cual cambia la distribución de la carga eléctrica en la superficie de las arcillas y promueve la floculación de lodos levemente tratados. Esta floculación ocasiona aumentos en las propiedades reológicas y la pérdida de filtrado. A medida que se encuentren mayores cantidades de sal , los iones Na+ y Cl-, tienden a agruparse en la superficie de las arcillas y por medio de reacción de masa tienden a deshidratar los sólidos reactivos del lodo. El encogimiento de las arcillas debido a la deshidratación puede entonces ocasionar un aumento de la viscosidad con un aumento de la pérdida de filtrado. Como la sal en un lodo no se puede precipitar por medios químicos , su concentración sólo se puede reducir por medio de dilución con agua dulce.
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La contaminación de sal en un lodo a base agua causa un incremento en la viscosidad plástica y aparente, punto cedente, fuerzas de gel, filtrado y disminución del pH. El contenido de ión cloruro del filtrado aumentará y la alcalinidad, Pf , disminuirá. Un flujo de agua salada puede ser detectado por el incremento en el volumen de lodo en los tanques de superficie, incremento en el contenido de ión cloruro, incremento en las emboladas por minuto de las bombas de lodo y disminución en la presión de bomba. Si la densidad del lodo es mayor que la densidad del agua salada la densidad del lodo disminuirá. Cuando nos encontramos un flujo de agua salada debemos subir la densidad del lodo para contener el flujo si se puede. El tratamiento incluirá dispersantes para reducir las propiedades reológicas, soda cáustica para aumentar el pH y un reductor de filtrado, además de dilución con agua dulce. Cuando perforamos una formación evaporita, el lodo comienza rápidamente a saturarse, y esto da como resultado una sección lavada en el hoyo. Si un lodo salado fuese preparado antes de perforar la formación evaporita, este lavado sería menor. B.-CONTAMINACION CON CALCIO. El ión calcio es un contaminante principal de los lodos a base agua. Este puede introducirse en el lodo por medio del agua, formaciones de yeso o anhidrita o al perforar cemento. La contaminación con calcio cambia drásticamente la naturaleza de los sistemas de agua dulce con base arcilla. El ión calcio tiende a reemplazar los iones de sodio por medio de un cambio de base lo cual resulta en la floculación y no dispersión de las partículas de arcilla. La capa de agua entre las partículas de arcilla es reducida resultando en un grado menor de hidratación e hinchamiento. El efecto de la contaminación de calcio en los lodos base agua es un incremento de las propiedades reológicas, aumento de la pérdida de filtrado, así como un aumento del contenido de iones calcio e incremento del pH (cemento) o disminución del pH (yeso). La severidad de la contaminación de calcio o magnesio dependerá de la cantidad del ión contaminante, el contenido de sólidos y la cantidad de productos dispersantes presentes en el lodo. B.1.- CONTAMINACION DE YESO O ANHIDRITA. El yeso y la anhidrita son compuestos de sulfato de calcio que se encuentran en algunas perforaciones. El yeso es sulfato de calcio hidratado mientras que la anhidrita es sulfato de calcio sin agua. El sulfato de calcio causará agregación y floculación en un lodo base agua, al mismo tiempo causará un incremento de las propiedades reológicas, filtrado y disminución del pH. El sulfato de calcio parcialmente soluble incrementará la dureza y el contenido de sulfato en el filtrado. Si se utiliza un lodo en base calcio, la contaminación con sulfato de calcio será pequeña o no afectará las propiedades del lodo. La contaminación del sulfato de calcio es similar a la de cemento debido a que ambas producen ión calcio que tiende a causar floculación y se diferencia del cemento en que no aumenta el pH ya que suple un radical de sulfato y no hidróxilo. El radical sulfato ayuda a la floculación aunque en grado mucho menor a los iones de calcio. A medida que la concentración de sulfato de calcio aumenta y la solubilidad del calcio se aproxima al límite, aproximadamente 600 ppm de Ca++, ocurre un cambio de base que directamente afecta la bentonita en el lodo y las propiedades tanto de filtración como de reología tienden a aumentar y a ser difíciles de controlar. Cuando aparezca el problema de contaminación con sulfato de calcio , hay varias maneras de combatirlo. El fluido puede mantenerse como lodo de bajo calcio, precipitando el calcio en solución, o se puede hacer la conversión a un lodo a base de yeso. Para pequeñas cantidades de contaminación de sulfato de calcio, la extracción química puede fácilmente efectuarse con carbonato de sodio (Soda Ash). Aproximadamente 0.093 LPB de Soda Ash son suficientes para precipitar 100 ppm de ión de calcio. La reacción que ocurre es más o menos la siguiente:
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Na2CO3 + CaSO4 --> CaCO3 + Na2SO4 Debido a que el sulfato de sodio producido en esta reacción puede resultar en un aumento de la reología, es aconsejable utilizar un dispersante para reducir la viscosidad y los geles. B.2.- CONTAMINACION CON CEMENTO. En la mayoría de las operaciones de perforación ocurre contaminación con cemento una o más veces cuando se cementa la tubería de revestimiento y se perforan los tapones de cemento. El grado de contaminación y la severidad con que afectará las propiedades del lodo dependen de muchos factores, como contenido de sólidos, tipos y concentración de dispersantes y cantidad de cemento incorporado. El cemento contiene compuestos de silicato tricálcico , silicato de calcio y aluminato tricálcico, todos los cuales reaccionan con agua para formar grandes cantidades de hidróxido de calcio . Es la cal que produce el cemento al reaccionar con el agua la que causa la mayor dificultad en la contaminación con cemento . La contaminación con cemento causará: aumento de la reología, pH y filtrado. La alcalinidad, Pf, y el contenido de calcio en el filtrado también aumentará, y el revoque será grueso y esponjoso. Cuando el cemento está ya seco, como 10 % queda libre para la contaminación, mientras que si este está suave más o menos el 50% del mismo se dispersa con capacidad de reacción. Cuando tratamos una contaminación con cemento es necesario hacer dos cosas: reducir el pH y remover el calcio soluble. Un procedimiento común para tratar la contaminación con cemento y dispersar las arcillas floculadas es remover el calcio con bicarbonato de sodio , y al mismo tiempo bajar el pH y tratarlo con un dispersante orgánico. La reacción es la siguiente: Ca(OH)2 + NaHCO3 --> CaCO3 + NaOH +H2O Para extraer químicamente 100 mg/lt de calcio proveniente de la cal, se requiere aproximadamente 0.0735 LPB de bicarbonato de sodio. Se debe considerar también el contenido de sólidos de baja gravedad, ya que un alto contenido de sólidos arcillosos es causa primordial de la floculación del sistema al ser contaminado por cemento.
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C.-CONTAMINACION CON SÓLIDOS. Los sólidos perforados son los peores contaminantes del lodo y uno de los mayores problemas para el ingeniero de lodos. Por consiguiente, deben ser removidos del sistema de circulación lo más pronto y con la mayor eficiencia posible, antes que se fragmenten y dispersen durante la circulación haciéndose más difícil su remoción y, por ende, el control de las propiedades del lodo. La contaminación con sólidos se reconoce por la alta: densidad , viscosidad plástica, pérdida de filtrado, presión de bombeo y la baja tasa de penetración. Para evitar este problema se debe optimizar los equipos de control de sólidos y mantener una dilución adecuada.
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D- CONTAMINACION POR ALTAS TEMPERATURAS. En los lodos a base agua, cuando se incrementa la temperatura, aumenta la velocidad de las reacciones químicas entre los muchos componentes de estos fluidos. En lodos contaminados con sal, cemento y cal, el aumento en la temperatura produce serios daños en sus propiedades, resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones. La degradación térmica ocurre por distintos mecanismos como la hidrólisis (reacción de una sal para formar un ácido y una base) o la reacción entre dos o más componentes del lodo. La velocidad de degradación depende de la temperatura, ya que todos los aditivos químicos tienden a sufrir degradación entre 250 a 400 ºF, y por otra parte a elevadas temperaturas un pequeño incremento en la misma resulta en una rápida degradación del material. Muchos de los aditivos y dispersantes para controlar la pérdida de filtrado fracasan o llegan a ser inefectivos a medida que la temperatura aumenta. Para prevenir la degradación térmica se recomienda: a- Evaluar los aditivos a la máxima temperatura de fondo registrada. b- Utilizar un mantenimiento adecuado al lodo. c- Mantener un pH sobre 10 y eliminar el uso de aditivos poco resistentes a altas temperaturas. d- Mantener el porcentaje de agua óptimo en el lodo. e- Utilizar productos resistentes a temperaturas elevadas. f- Efectuar pruebas pilotos (añejamiento) en el campo para optimizar el uso de aditivos químicos. E.-CONTAMINACION CON GAS. La contaminación con gas ocasiona la disminución de la densidad del lodo, aumento del volumen de los tanques activos, y disminución de la eficiencia volumétrica de las bombas. Para tratar el lodo es necesario circularlo a través del desgasificador, mantener baja la gelatinización para ayudar a la desgasificación del lodo y mantener el peso del lodo en el tanque de succión. F.-CONTAMINACION CON CARBONATOS Y BICARBONATOS. En algunos casos, cantidades considerables de carbonatos y bicarbonatos solubles pueden contaminar un lodo. Estos iones pueden afectar adversamente las propiedades del fluido de la misma manera que la sal del sulfato de sodio. El carbonato puede originarse de un tratamiento excesivo contra el calcio o cemento, de la formación en si, o de la reacción entre el dióxido de carbono y la soda cáustica. Las propiedades reológicas son afectadas de dos maneras cuando la alcalinidad del lodo proviene de CO3= ó HCO3-. Primero el carbonato y el bicarbonato en presencia de arcillas causan un incremento en los geles y el punto cedente. Cuando existe una contaminación fuerte de carbonatos y bicarbonatos se crea una situación donde el Pf, pH y la fase sólida parecen ser apropiados. Sin embargo la viscosidad y la pérdida de filtrado no responden a tratamientos químicos. Estas contaminaciones causan más o menos los mismos problemas que el caso de las contaminaciones por calcio y se tratan agregando calcio en solución para precipitarlo como CaCO3. Como regla común si Mf llega a más de 5, es una buena indicación de que hay suficientes carbonatos y bicarbonatos para crear problemas en el control del lodo. Los tratamientos para la contaminación de bicarbonato y carbonato deben ser precedidos de un análisis a fondo de las alcalinidades del filtrado, pH y la concentración de calcio. La exactitud en la titulación y las reacciones de los tratamientos es de hecho menor en lodos con alto contenido de dispersantes orgánicos, debido a la interferencia que presentan los ácidos orgánicos. Por esta razón, pruebas piloto completas y detalladas deben efectuarse para determinar la mejor manera de resolver el problema. Al añadirle cal al lodo, se presenta el peligro de que a alta temperatura y con lodos de alta densidad, se formen sales
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cálcicas o ácidos húmicos, que disminuyan la capacidad de controlar la pérdida de filtrado a alta temperatura y presión. Si el coeficiente PPM HCO3-/PPM Ca++ < 3, deberá agregarse soda cáustica para aumentar el pH a 9.4 aproximadamente. Esto convertirá el bicarbonato de calcio a carbonato de calcio y carbonato de sodio. En este caso, se debe agregar yeso o cal, además de cromolignosulfonato o lignito, para la defloculación. Si el pH es menor de 9.4 y el coeficiente PPM HCO3-/PPM Ca++ > 3 no será necesario agregar soda cáustica. Se agrega cal para precipitar el HCO3-, además de agregar lignito y cromolignosulfonato para estabilizar las propiedades reológicas y de filtración. Si el pH es mayor de 9.4, prácticamente todo el bicarbonato ha sido convertido a carbonato y sólo requerirá tratamiento con cal o yeso. Los cromolignosulfonatos deben usarse para el control reológico según sea necesario. La presencia de los iones OH- , CO3= y HCO3- o la combinación de estos, puede verificarse relacionando los valores de la alcalinidad Pf y Mf de la siguiente forma: OH-( ppm) Pf= 0 Pf= Mf 2Pf= Mf 2Pf< Mf 2Pf> Mf
0 340 Pf 0 0 340 (2Pf-Mf)
CO= (ppm) 0 0 1200 Pf 1200 Pf 1200 (Mf-Pf)
HCO3- (ppm) 1200 Mf 0 0 1200 (Mf-2Pf) 0
VII-TEORIA SOBRE POLIMEROS. A.- NATURALEZA DE LOS POLIMEROS. La palabra polímero se deriva del griego (POLI = MUCHO; MERO=UNIDAD). La palabra obviamente describe una sustancia compuesta de unidades estructurales repetidas llamadas “Monómeros”. Hablando estrictamente, un polímero debe tener un peso molecular mayor de 10.000 y por lo menos 100 unidades estructurales. Los polímeros pueden ser encontrados en forma natural o pueden ser obtenidos en laboratorios. Entre los polímeros manufacturados tenemos las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas, las cuales están constituidas por verdaderas macromoléculas hidrocarbonadas, de alto peso molecular, agrupadas en largas cadenas a lo largo de las cuales se encuentran grupos amidas y ácidos, alternando con átomos de carbono. Estos polímeros presentan una serie de propiedades físicas que dependen de su peso molecular , razón ámino-ácida o grado de hidrólisis, pH de la solución y concentración de la sal. Entre sus propiedades más importantes cabe destacar la expansión que sufren estos polímeros al ser disueltos en agua o salmuera, produciendo un aumento considerable en la viscosidad del sistema.
El uso de polímeros en lodos de perforación proporciona al sistema una serie de ventajas y propiedades, entre las cuales están: buena limpieza y mejor suspensión de sólidos, disminución de la pérdida de filtrado y fricción, además de producir poco daño a la formación. B.- CLASIFICACION DE LOS POLIMEROS. Los polímeros se pueden clasificar de acuerdo a su origen, estructura y utilidad. Los polímeros de acuerdo a su origen se clasifican en:
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a- Naturales: (almidón, goma guar, goma algarroba y biopolímero XC). b- Modificados: (CMC, PAC, HEC, CMHEC, Y HPG). c- Sintéticos: (poliacrilatos, poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas). Los polímeros de acuerdo a su estructura se pueden clasificar química y físicamente. Químicamente los polímeros se dividen en dos familias: La familia de los celulósicos (CMC) y la familia de los poliésteres (derivados de glicoles, gliceroles y ésteres cíclicos). Físicamente los polímeros se dividen es dos grupos: No iónicos (alcoholes, amidas y éteres) y Polielectrolíticos (aniónicos, catiónicos y anfotéricos). Finalmente los polímeros se pueden clasificar por su utilidad en los fluidos de perforación en: a- Viscosificantes. b- Floculantes. c- Reductores de pérdida de filtrado. d- Agentes estabilizadores. e- Defloculantes / Adelgazantes. f- Otras funciones como: Inhibidores de corrosión, lubricantes, etc. C.- FACTORES QUE AFECTAN LAS PROPIEDADES DE LOS POLIMEROS. Algunos de los factores que afectan las propiedades de los polímeros son: a.- pH. La mayoría de los polímeros se degradan por acidez (bajo pH). Los polímeros aniónicos obtienen mayor solubilidad a medida que se producen más enlaces iónicos en las cadenas del polímero al agregar un producto básico como la soda cáustica. Los pH óptimos para la mejor función de los polímeros aniónicos esta entre los valores de 9.5 a 10.5. Un aumento excesivo del pH causa elongamiento del polímero disminuyendo la viscosidad y puede causar su degradación. b.- Salinidad y cationes divalentes. La adición de una sal a un polímero totalmente hidratado, cuyos grupos carboxilo están completamente ionizados, causa reducción de la viscosidad ya que se deshidrata el polímero. Dependiendo de la cantidad de sal agregada, el polímero no sólo se deshidrata sino que inclusive puede precipitarse de la solución. Este mecanismo explica el porque un polímero altamente aniónico es ineficaz como viscosificante en aguas saladas. Los iones divalentes como el calcio y el magnesio causan una precipitación rápida de los polímeros carboxílicos. Los polímeros que son escasamente aniónicos, como el polímero XC, pueden ser utilizados en sistemas con calcio y magnesio.
c.- Temperatura. Las altas temperaturas causan alteraciones estructurales irreversibles. Tal es el caso de las poliacrilamidas, en las cuales la pérdida de eficiencia resulta a temperaturas mayores de 450 ºF y se debe a la saponificación del grupo acrilamida. El grupo carboxilato adicional resultante aumenta la sensibilidad del polímero a los iones divalentes. 22
VIII.- TEORIA DE INHIBICION CON POTASIO. Cuando el ión potasio esta presente en la solución original, donde las arcillas montmorilloníticas se han formado, es mantenido con una energía de atracción mayor que otros iones intercambiables. Además la adsorción selectiva del ión potasio por las arcillas en relación a otros cationes específicos ha sido documentada. Estas características de interacción del ión potasio con la superficie de las arcillas puede ser relacionada con dos efectos: tamaño iónico y energía de hidratación. El diámetro iónico del ión potasio es 2.66 amstroms, valor muy cercano a la distancia disponible de 2.8 amstroms, en el espacio cristalino de la estructura de la arcilla. Cuando un sistema potásico es deshidratado, las láminas tetraédricas de los cristales adyacentes se contactan y el potasio pierde su envoltura de agua orientada y se hace algo más pequeño. A medida que el proceso prosigue, el efecto de concentración puede forzar al ión hacia el espacio libre de la superficie expuesta. Una vez en la posición es mantenido fuertemente y: a- El potasio esta lo más cercano posible al centro de la carga negativa del cristal adyacente. b- La estructura cerrada evita rehidratación, cuando es expuesto al agua. c- El potasio es menos adepto a ser intercambiado por otro ión ya que su estructura esta deshidratada y colapsada.
Otros iones no permiten un acercamiento tan estrecho de las capas. El sodio y el calcio que se encuentran normalmente en la montmorillonita , podrían entrar en el espacio cristalino , pero son muy pequeños para unir completamente las láminas .La rehidratación lleva al entrampamiento de una capa de agua y a la oportunidad de intercambio. La tendencia a la fijación de los iones de potasio, que fuera atribuido solamente a este encaje fuerte dentro de la abertura hexagonal de los planos basales de oxígeno de la capa tetraédrica, tiene un efecto importante secundario asociado con ello. Las bajas energías de hidratación para los iones intercambiables parecen ser importantes para determinar la alta selectividad y las características de fijación. El ión potasio tiene la segunda energía de hidratación más baja. La baja hidratación produce deshidratación interlaminar y colapso de las capas. Es formada, por lo tanto, una estructura compacta fuertemente agarrada. La estabilización de lutitas con problemas con iones potasio, parece ocurrir de la siguiente manera: Cuando la montmorillonita esta presente, el intercambio de potasio por sodio y calcio crea una estructura más estable y menos hidratable. Con las illitas el ión potasio reemplaza cualquier ión intercambiable (impureza) en la estructura y expone toda la lutita al ambiente del mismo ión aglomerante que mantiene la illita unida. La cantidad de intercambio de base que ocurre es substancialmente reducida, especialmente para altos contenidos de illita, y la lutita permanece estable. En las arcillas de capas mixtas el potasio trabaja en ambos lados de la illita y la montmorillonita, reduciendo la cantidad de hinchamiento diferencial que ocurre. El ión potasio trabaja mejor en las lutitas que tienen un alto porcentaje de illita o illita/esméctita mezclados en combinación de láminas en la fracción de arcillas. Sin embargo, los iones de potasio hidratados, son lo suficientemente pequeños como para penetrar las lutitas no hidratables; la adsorción selectiva del ión potasio limita aún más la hidratación o hinchamiento de la formación. Con las lutitas hidratadas e hinchadas, los iones de calcio hidratados pueden penetrar fácilmente entre las láminas de arcilla para evitar la hidratación y ablandamiento de las mismas. Pero, si los iones de sodio predominan en la formación, la hidratación y el
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ablandamiento posterior puede ocurrir, ya que ellos previenen el intercambio de bases iónicas entre los iones de calcio de formación.
B.SISTEMAS CONVENCIONALES A BASE AGUA
A continuación se realiza una breve descripción de los sistemas de fluidos de perforación a base agua convencionales así como una guía para su correcto uso en el campo. B.1 B.2 B.3 B.4
Sistema Agua Gel ( Spud Mud ) Sistema Lignosulfonato. Sistema Benex. Sistemas Calcicos.
C.SISTEMAS DE POLIMEROS MODERNOS.
Los sistemas de polímeros sintéticos modernos han sido desarrollados como culminación de 40 años de experiencia e investigación. Estos sistemas tienen la capacidad de perforar más eficientemente la mayoría de los pozos que anteriormente dependían de fluidos de base agua convencionales y en algunos casos, pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa. La reducción del costo al incrementar las tasas de penetración y al producir estabilidad del pozo , hacen de estos fluidos una alternativa económicamente atractiva. Su carácter de fluidos de daño mínimo a la formación, asegura una producción potencial consistente, y sus rangos de aplicación y versatilidad , los hacen fluidos que pueden resolver los problemas de perforación actuales. Hoy día, en la industria petrolera, se busca determinar la manera más efectiva para reducir los costos totales de perforación y esto se logra a través de una tasa de penetración máxima. Estos sistemas contribuyen a este aspecto de reducción de costo principalmente a través de sus propiedades altamente tixotrópicas de adelgazamiento por corte y su mínimo contenido de sólidos, lo cual ofrece la ventaja de estabilizar las zonas problemáticas de lutitas a altas tasas de perforación. Además, los registros de calibre de pozos perforados con estos sistemas, muestran mejores resultados que aquellos donde se utilizan fluidos de sólidos mínimos convencionales o fluidos dispersos. Todas las ventajas e perforar con un fluido de sólidos mínimos a base de polímeros, altamente tixotrópico y con características de estabilización de lutitas son parte de estos sistemas. Sus ventajas específicas son: a- Mejor hidráulica y máximas tasas de penetración, debido al mínimo contenido de sólidos y su resultante viscosidad plástica reducida. b- Mejor control de las presiones impelentes, de succión y densidad equivalente de circulación . Esto ayuda a prevenir la pérdida de circulación, atascamientos de tubería, o brotes producidos por succión cuando se extrae la tubería. c- Mejores cementaciones y operaciones de evaluación de formación más efectivas, debido a la menor erosión de pozos. d- Mayor estabilidad del pozo. Los sistemas se mantienen a bajo pH , y es menos probable que ocurra dispersión de lutitas de la formación. e- Reducción del daño a la formación. f- Mejor control de densidad y viscosidades. g- Menor desgaste del equipo. h- Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la mecha , estabilizadores, lastrabarrenas y tubulares. i- Flexibilidad y adaptabilidad a ambientes diferentes. Debido a su compatibilidad con la mayoría de los sistemas, los sistemas de polímeros pueden ser convertidos a otros si se requiere. j- Mejor control en pozos direccionales. k- Muy aceptables características ambientales. El control de sólidos es muy importante en estos sistemas, ya que estos han sido diseñados como sistemas de sólidos mínimos, por lo que los equipos de control de sólidos deben 24
operar eficientemente para asegurar el éxito de los mismos. La dilución moderada es también importante. Las PHPA son excelentes estabilizadores de lutitas derrumbables (GUMBO), ya que estas se adhieren a varias partículas de arcilla, limitando la dispersión y desprendimiento de la formación. La naturaleza del filtrado reduce la invasión profunda del mismo a lo largo de las demarcaciones estratificadas, fracturas, fisuras y otras áreas sensitivas de la formación lo que ayuda a disminuir las presiones que resultan de la hidratación de las lutitas adyacentes al pozo. El polímero poliacrilamida encapsula los recortes de perforación y facilita su remoción; previene los efectos de dispersión de recortes y evita así la acumulación de recortes finos, así como la adhesión de arcillas plásticas como el gumbo en la sarta de perforación. El polímero poliacrilamida es sensitivo al calcio y trabaja mejor cuando el nivel se mantiene por debajo de 100 ppm. Los carbonatos también deben ser controlados, pues ellos compiten con el polímero por las cargas disponibles. La perforación de cemento fresco con un sistema a base de agua probablemente resultará en la floculación severa. Una vez que el cemento ha fraguado el problema de perforar cemento con el sistema es menor, ya que el sistema es más tolerante al calcio debido a la encapsulación de todos los sólidos. Después de perforar cemento es necesario el tratamiento del sistema con bicarbonato de sodio para eliminar el calcio soluble y esperar hasta que el pH este por debajo de 10, antes de añadir más polímero. Para esto se puede añadir cantidades reducidas de lignito (0.25 a 1.0 lpb) a fin de acondicionar el fluido bajando su pH y estabilizando la reología. Sin embargo, el control reológico depende de las adiciones de poliacrilamida y no de la adición de lignito. Hay señales que indican la insuficiencia del polímero en el sistema, tales como: viscosidades de salida incontrolables, ausencia de definición de los recortes y pérdida de su envoltura polimérica brillante. Cuando la generación de sólidos excede el nivel necesario de concentración de polímero o cuando no hay tiempo para que el proceso de encapsulación ocurra (perforaciones muy rápidas) se presentan altas viscosidades. Dependiendo de la cantidad de bentonita presente en el sistema, este problema se puede remediar por la adición de polímero y/o dilución. Si no se desea diluir, se puede añadir pequeñas cantidades de poliacrilato para reducir la viscosidad. En algunas situaciones críticas es posible añadir un adelgazante o dispersante químico para ayudar al control de viscosidad. Para reducir la pérdida de filtrado en estos sistemas una se utiliza una PHPA de menor peso molecular que la usada como viscosificante. Los polímeros de celulosa polianiónicos ( PAC ) ,han sido utilizados para elevar el punto de cedencia y resistencia de geles, así como para la reducción de pérdida de filtrado. Si el punto de cedencia y la resistencia de geles disminuye a valores inaceptables, la reología puede elevarse por adiciones de polímero XCD en muy bajas concentraciones (0.125 a 0.25 lpb) para asegurar la limpieza del hoyo y la capacidad de suspensión de las partículas sólidas. El sistema inhibitorio, es esencialmente el mismo sistema de agua dulce, al cual se ha introducido el ión potasio para que en combinación con el polímero poliacrilamida impartan características inhibitorias al sistema. Este sistema se diseñó específicamente para la estabilización de lutitas con alto contenido de arcillas esméctitas, las cuales son muy hidratables y producen la inestabilidad del pozo. Como es bien conocido, el grado de hidratación e hinchamiento de las lutitas depende de el ión intercambiable, que se encuentra alojado entre las laminillas de silice-alúmina-sílice, que constituyen las partículas de arcilla . Los más comunes son Na+, Ca++ y K+. Las arcillas sódicas exhiben una marcada hidratación debido al menor tamaño del ión Na+ y la débil densidad de la carga mayor. La adición de iones K+ a un fluido resulta en la reducción de la hidratación de la arcilla, como consecuencia del desplazamiento o intercambio básico. Se ha demostrado que el ión K+ no sólo es efectivo en el desplazamiento de los iones monovalentes sino en
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divalentes como el calcio, el cual es muy importante ya que la mayoría de las lutitas hidratables (esméctitas) son montmorillonitas cálcicas. Las posibles fuentes de potasio utilizadas en este sistema son: cloruro de potasio, acetato de potasio, hidróxido de potasio, lignito potásico y carbonato de potasio. El sistema se controla como un sistema de polímeros a base de potasio, el cual debido a su carácter inhibitorio, requiere la utilización de bentonita prehidratada a una concentración de 10 a 15 lpb. El sistema se puede preparar utilizando cloruro o acetato de potasio como fuente primaria de potasio. El acetato tiene la ventaja de suministrar el ión potasio sin añadir los cloruros indeseables al sistema. El hidróxido de potasio se utiliza en reemplazo de la soda cáustica para el control de pH. El lignito potásico puede utilizarse para el control del filtrado, especialmente a altas temperaturas. El carbonato de potasio puede ser utilizado para la precipitación del calcio soluble y controlar su concentración en el sistema. Este sistema se maneja de la misma forma que el sistema a base de agua dulce, con las excepciones descritas y manteniendo la concentración de potasio necesaria para la inhibición requerida, para lo cual concentraciones de 2 a 5% de potasio son generalmente suficientes. El sistema a base de agua salada esta diseñado para operaciones costa afuera. El agua de mar suministra cierta inhibición, pero especialmente hace las operaciones logísticas mucho más fáciles. El rendimiento de los polímeros es afectado tanto por la dureza como por los cloruros presentes en el agua de mar, sin embargo sus propiedades encapsulantes permanecen igualmente efectivas en el ambiente de agua marina. La mayor diferencia entre los sistemas a base de agua dulce y salada es una encapsulación más lenta y un efecto floculante debido a la presencia de agua salada, por lo que este sistema requiere una mayor cantidad de poliacrilamida , y su pérdida de filtrado es un poco más alta. La utilización de un poliacrilato líquido modificado para hacerlo un poco más tolerante al calcio es aconsejable en fluidos de agua de mar, así como la utilización de celulosa polianiónica para el control de la pérdida de filtrado. Por último se diseño un sistema libre de arcillas, el cual es utilizado como fluido de completación o reparación de pozos. Este sistema disminuye el daño a la formación y suministra inhibición por medio de una salmuera estabilizante. El sistema puede formularse utilizando materiales acidificables en soluciones de ácido clorhídrico y puede utilizarse para perforar formaciones productivas. Este sistema tiene limitaciones de temperatura (de 200 a 250 ºF ) y es susceptible a contaminación con sólidos. Su componente principal es un polisacárido biodegradable y soluble en ácido que imparte viscosidad, tixotropía, encapsulamiento de sólidos, control de filtrado y características inhibitorias al sistema.
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X.- SISTEMAS DE ALTA TECNOLOGIA A BASE AGUA I.- SISTEMA POLIMERICO IDBOND ( PHPA ). Sus componentes básicos son Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (copolímero poliacrilato), que son polímeros de alto peso molecular, aniónicos, y sintéticos, diseñadas para inhibir arcillas problemáticas, propensas a hidratarse, lo cual reduce la estabilidad del hoyo. El mecanismo primario de inhibición es la encapsulación polimérica de la arcilla o lutita perforada por atracción y adhesión aniónica/catiónica. La efectiva encapsulación resultante evita la hidratación del hoyo y los cortes. Esta capa de polímeros también protege a los cortes de ser convertidos en sólidos más finos, antes del proceso de ser separados del sistema por medio de los equipos de control de sólidos. Las unidades acrilamidas de las PHPA tienen poco efecto sobre la viscosidad y el punto cedente, pero acentúan en la encapsulación de los cortes.
A.-BENEFICIOS DEL SISTEMA PHPA. 1.- Estabilización de zonas problemáticas. Son bien conocidos los problemas asociados al perforar las arcillas de tipo GUMBO, tales como: embolamiento de la mecha y portamechas, taponamiento de las mallas de las zarandas y de la línea de retorno, y pérdida de circulación, entre otros. El GUMBO de por sí tiene alto contenido de agua y arcilla, presentando un aspecto más o menos plástico, que al absorber el agua del fluido de perforación adquieren un aspecto pegajoso. Mediante el uso del sistema PHPA las arcillas adsorben el polímero, lo cual reduce las fuerzas adhesivas entre si e impide que se aglomeren. En el caso de los esquistos dispersivos, estos tienden a desintegrarse e incorporarse al sistema resultando en un aumento de los sólidos de baja gravedad e incremento de las propiedades reológicas. Otro efecto no deseable es el agrandamiento del hoyo. Así mismo, al mojarse estos esquistos, el componente arcilloso tiende a hincharse y posteriormente se rompen los enlaces , trayendo como consecuencia la desintegración hasta llegar a ser partículas de tamaño coloidal, lo cual es dañino al sistema. El sistema PHPA retarda este proceso de la forma siguiente: a.- Forma una capa elástica de polímero alrededor de los cortes. b.- Al utilizar un pH bajo reduce la concentración de hidróxilos. c- El sistema trabaja de una manera parcialmente dispersa lo que proporciona mejor limpieza del hoyo y un menor ensanchamiento de las paredes del mismo. Las PHPA son aniónicas por lo que tienen la tendencia a ser adsorbidas en todos los sitios catiónicos en la superficie del esquisto. Sin embargo, la mayor adsorción de los sólidos se debe al enlace con hidrógeno. Esto es producto de la naturaleza polar del agua, que orienta el hidrógeno hacia los grupos de hidróxilos de las superficies de los silicatos de otras moléculas de agua, que son atraídas hacia estos grupos. Estos polímeros reemplazan estos grupos de agua, al orientar su grupo polar de manera semejante y formar una capa que cubre la superficie de la arcilla con lo que se evita la desintegración. Los polímeros no sólo forman un enlace en las superficies de las arcillas, sino también sobre si mismos, formando una red de polímeros alrededor de las laminillas de arcilla.
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Al contrario del sistema lignosulfonato, las PHPA no se manejan en estado muy disperso, reduciendo la dispersión de las arcillas y facilitando el control de sólidos. El sistema se mantiene con un mínimo de sólidos y el control de la viscosidad y de las propiedades reológicas no depende de la bentonita sino de las PHPA por lo que es estable a altas temperaturas y en presencia de contaminantes. Para aprovechar la buena limpieza de este sistema se debe mantener un punto cedente lo suficientemente alto. Los geles característicos de éste sistema son frágiles y no suelen variar en el fondo del pozo por lo que las presiones de bombeo y suabeo no se incrementan sino que son estables. La naturaleza de adelgazamiento por corte permite al sistema tener bajas viscosidades en el fondo y al sacar la sarta, fondos - arribas generalmente fluidos y mayor eficiencia en la limpieza del hoyo, obteniendo así un hoyo más calibrado. 2.- Lubricación del pozo , reducción del torque , arrastre y diminución del riesgo de aprisionamiento diferencial. El sistema PHPA es más efectivo que los sistemas de cal o lignosulfonato en reducir el torque y el arrastre, especialmente en pozos direccionales y profundos. La lubricidad de las PHPA también ayuda a evitar el aprisionamiento de la tubería, que depende mucho de la presión diferencial, la tasa de penetración, el ángulo del pozo y la calidad del revoque. La lubricidad del sistema y la formación de un revoque delgado, elástico y con muy baja impermeabilidad son factores que reducen la incidencia de aprisionamiento. 3.- Tasa máxima de penetración. El sistema PHPA tiene una alta capacidad de transportar sólidos debido a sus características de adelgazamiento por corte. Como el sistema retarda la aglomeración de arcillas, permite tasas de penetración más altas que las que se logran con sistemas de lignosulfonato y cal. Como se sabe, uno de los factores que afectan la tasa de penetración es la concentración de sólidos de tamaño coloidal, y a mayor cantidad de sólidos en el sistema menor será la tasa de penetración. Con el sistema PHPA se mantiene un nivel bajo de sólidos de baja gravedad y de arcillas. Además reduce la dispersión de los sólidos, y por ende mejora el rendimiento del equipo de control de sólidos. Otro factor que afecta la tasa de penetración es la viscosidad del fluido a altas tasas de corte, como en los jets de la mecha. El agua proporciona baja viscosidad en la mecha pero no puede proporcionar la limpieza adecuada. El sistema PHPA proporciona una baja viscosidad a altas tasas de corte y alta viscosidad a bajas tasas de corte ( en el anular ), por lo que proporciona una buena penetración y limpieza del hoyo. 4.- Protección de la formación. Uno de los problemas en la perforación de un pozo es controlar el daño a la formación. Tanto los fluidos de perforación como las salmueras de completación pueden ser dañinas, ya que puede producir una pérdida de permeabilidad debido a la migración de sólidos finos procedentes del lodo, o una disminución del tamaño de los poros debido a la expansión de las arcillas dentro de la formación misma. Un sistema disperso, como el lignosulfonato, puede ser bastante dañino a la formación, ya que los sólidos de tipo coloidal pueden penetrar a la formación disminuyendo la permeabilidad. Además el alto pH y la tendencia a la dispersión de estos lodos causan daño dentro de los poros, ocasionando su taponamiento. El sistema PHPA, por ser un sistema no disperso y con bajo contenido de bentonita, ocasiona que este sistema cause un menor daño y proporcione un mayor retorno de permeabilidad que los sistemas de lignosulfonato o cal, protegiendo de esta manera a la formación.
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5.- Compatibilidad con la sal. El sistema PHPA es compatible con la sal. Se han perforado formaciones de sal sin efectos dañinos al sistema. Esto se atribuye a: a- La compatibilidad de las PHPA con la sal. b- El bajo contenido de bentonita en el sistema. c- El bajo contenido de sólidos. Por otra parte es un sistema que puede controlar los estratos de gas y aún mantener las características deseables de un buen lodo, así como retardar el embolamiento, proporciona un mejor revoque, mayor lubricidad y minimiza el daño a la formación. 6.- Otras ventajas. Existen muchas ventajas en el sistema PHPA, entre ellas están: a- El buen mantenimiento del sistema hace que sea térmicamente estable. b- No es adversamente afectado , en gran proporción , por carbonatos , influjos de agua salada, anhidrita o cemento. c- Las propiedades químicas y reológicas del sistema son fáciles de mantener. d- El sistema exhibe bajas tasas de corrosión. e- Los costos de perforación pueden ser reducidos considerablemente, al aumentar la tasa de penetración y aumentar la vida útil de las mechas.
B.- GUIA RECOMENDADA PARA LA APLICACION DEL SISTEMA PHPA. La experiencia obtenida en los pozos perforados con el sistema polimérico PHPA ha permitido desarrollar una guía a fin de tratar el sistema adecuadamente. Estas pautas son: 1.- La viscosidad en la línea de flujo debe ser igual o menor que la viscosidad en succión. Las excepciones podrían ser cuando el lodo está aún sin circular, o cuando se perforan muy rápidamente hoyos de diámetro grande con altas concentraciones de cortes encapsulados. 2.- Tanto el lodo como el corte deben tener una apariencia lustrosa. 3.- Las arcillas perforadas deben estar relativamente secas o en un estado nativo al romperse para ser inspeccionadas. 4.- El sistema ha demostrado que funciona mejor manteniendo el nivel de calcio bajo los 100 ppm. 5.- Mantener la concentración de PHPA en el sistema, a fin de asegurar una estabilización de las lutitas de Naricual y lograr hoyos de buen calibre .Las concentraciones de los otros productos pueden dejarse caer si las condiciones del sistema lo permiten.
C.-DETERMINACION DE LA POLIACRILAMIDA SISTEMA IDBOND
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La dificultad en el establecimiento de un método de prueba confiable para la cuantificación de los polímeros en los fluidos de perforación ha dependido de la ausencia de ciertos grupos funcionales sobre la cual se basa el análisis. En el caso del IDBOND , sin embargo , la presencia del grupo amida provee sino un grupo funcional único, por lo menos uno en el cual se presenta un muy limitado número de aditivos en los fluidos de perforación. Las aminas se hidrolizan cuando están expuestas a altas temperaturas en un medio altamente alcalino y uno de los productos es el amoniaco. La clave del procedimiento es la producción de gas amonio; se ha establecido que cuando hay soluciones conteniendo IDBOND y están sujetas a altos pH y elevadas temperaturas, el volumen de gas amoníaco es proporcional al contenido de poliacrilamida en el fluido. El gas amoníaco generado es pasado a través de una solución de ácido bórico, donde se forma un complejo. La cuantificación se efectuará por titulación por retroceso con una solución de HCl diluido, a un pH de 4.0 . Con el uso de un volumen determinado de muestras y variando las condiciones de reacción , se establece un análisis confiable de campo.
EQUIPOS PARA LA PRUEBA : 02 01 01 02 01 01 01 01 04 01 01
Frascos Erlemeyer de 125 ml. Tapón de goma perforado. Tubo de vidrio con diámetro igual al tapón, para que quede bien ajustado. Tubos de goma. Agitador magnético/calentador Modelo PC-520 Barra agitadora magnética. Jeringa de 10 cc. Pipeta de 25 ml. Pipetas de 5 ml. Cilindro graduado de 100 ml. pHmetro.
REACTIVOS
A.- Acido Bórico al 10% Disuelva 20 gr. De ácido bórico sólido en agua destilada en un cilindro de 1000 cc. y llénelo con agua destilada hasta la marca. B.- Solución de NaOH 6 N Pese 60 gr. De perlas de NaOH y añádale lentamente con agitación a 150 cc. de agua destilada. Añada agua destilada hasta la marca. C.- Solución de HCl al 0.008 N Adicione 8 ml de HCl 0.5 N del disponible en el mercado a 500 ml. de agua destilada. D.- Indicador Rojo de Metilo al 0.02 %. ( disponible comercialmente) E.- Antiespumante.
PREPARACION DE LA CURVA DE TITULACION La construcción de una curva de calibración es el primer paso, esencial para el procedimiento de análisis.
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Las soluciones de referencia de concentración de IDBOND conocida, debe ser preparada usando IDBOND del taladro, al igual que el agua de perforación. Consecuentemente no es aconsejable usar una curva preparada en un trabajo y luego volverla a usar en otro donde el agua es diferente. Las soluciones patrones son preparadas por dispersión de pesos conocidos de IDBOND en 350 ml. de agua. Es esencial que las soluciones tengan que ser agitadas hasta que la solución quede homogénea.(Utilice un mixer). En el caso de IDBOND-P , se pesa directamente. Si es líquido debe hacerse una aproximación de los ml a lpb. En el caso particular de IDBOND-P, las adiciones de polímero deben ser hechas muy lentamente y bajo altas tasas de corte. Si se forman ojos de pescado, la preparación debe repetirse. Las soluciones serán aereadas y varias horas se requerirán par sacar el aire de ellas. Los estándares preparados tienen las siguientes especificaciones :
IDBOND - L
CONCENTRACION (LPB) 0.5 1.0 1.5
IDBOND EN 350 ML DE AGUA 0.5 1.0 1.5
IDBOND - P
CONCENTRACION (LPB) 0.2 0.4 0.6
IDBOND EN 350 ML DE AGUA 0.2 0.4 0.6
Las soluciones standarizadas, una vez propiamente formuladas deben ser almacenadas indefinidamente y servirán constantemente para repetir y confirmar algunas lecturas. Consideraciones : La experiencia ha mostrado que generalmente un exceso en el filtrado de 0.5 lpb y 0.2 lpb, para el líquido y el polvo respectivamente, produce un rendimiento adecuado. Hay un desvío en la linealidad con los Standard a una mayor concentración de IDBOND que las mostradas. El error potencial hecho en la preparación de los Standard, es mayor en el caso de la preparación de estándares de baja concentración. Un mínimo de tres estándares es prudente hacerlos y ellos cubrirán un buen rango de concentraciones. (Si ellos están muy cercanos los incrementos de errores potenciales puede aumentar). Procedimiento de la Prueba: Se debe seguir el siguiente procedimiento para correr todas las pruebas: A un frasco Erlemeyer de 125 ml., añada 50 ml. de agua destilada. Tomando cuidado de eliminar todo el aire de la muestra, adicione 10 cc. de muestra en una jeringa graduada a el envase. Adicione 2 a 3 ml. de antiespumante y una barra agitadora magnética. Con una pipeta volumétrica añada 25 ml. de Acido Bórico al 2% a un segundo frasco Erlemeyer y adicione 1 a 2 ml. de solución indicadora de Rojo de Metilo al 0.02%. Con los tapones y tubos de goma ensamble el equipo. En el envase que contiene la muestra añádase 3 ml. de NaOH 6N., con una pipeta y ensamble de forma instantánea con el tapón. ( Tenga cuidado que el final del tubo de desprendimiento esté bajo la superficie del ácido bórico. )
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Teniendo previamente calentado el plato de calentamiento, coloque el envase de reacción a este y el que va a recibir en el otro lado. (Una selección entre 3 y 4 se consideran valores normales). Caliente por un total de 60 minutos, tomando en cuenta el tiempo en que fue colocado el envase. Comience a agitar con la barra. El paso del gas amoniaco dentro de la solución de ácido bórico, tornará el indicador amarillo. Al final del período de calentamiento, afloje el tapón del envase de reacción. Titule los contenidos del envase recibidor con HCl 0.008N, hasta obtener un pH de 4.0 (Cambio de color a rojo). Si una muestra de lodo da una titulación por encima del tope de la curva modelo, reinicie otra vez la prueba, usando 5 cc. de lodo en vez de 10 cc. Multiplíquese el valor no corregido del polímero por dos para determinar el contenido de polímero corregido en la prueba. No intente la interpretación por extrapolación
II.-SISTEMA QUADRILL El Sistema QUADRILL es un sistema inhibidor a base de agua diseñado para perforar en áreas difíciles con un mínimo de impacto ambiental . Representa un avance importante desde el sistema HF-PLUS, el cual reemplaza y acerca a la tecnología de los fluidos de perforación de lodo base agua, con característica de rendimiento similares a los sistemas a base de aceite. Entre sus ventajas tenemos : abcdef-
Excelente estabilidad del hoyo e integridad de los cortes. Excelente lubricidad. Poco daño a los reservorios sensitivos. Baja dilución y bajos costos de mantenimiento. Protección contra pegamiento de tubería. Bajo impacto ambiental.
El sistema QUADRILL, logra esta inhibición única a través de la acción sinergética de cuatro componentes principales : Polyol : STAPLEX 500, estabilizador de arcilla. Polímero : IDCAP, Inhibidor de arcilla. Sal : Cloruro de sodio o potasio. Catión : Potasio o Calcio. El sistema es libre de aceite, tiene excelentes propiedades de lubricidad y control de filtración, es térmicamente estable y produce poco daño en reservorios sensitivos. Su componente principal, STAPLEX 500 (estabilizador de lutitas) es completamente biodegradable. Contrariamente a los sistemas “Thermally Activate Mud Emulsion” (TAME), el STAPLEX 500 es completamente soluble en agua a temperatura de pozo., por lo tanto la concentración de Polyol en el filtrado es mucho mayor que en los sistemas TAME, reduciendo así el potencial de hidratación de las lutitas y el hinchamiento cerca de la región próxima al hoyo. De esta manera se mejora la estabilidad del hoyo, se incrementa la lubricidad y se reduce la pérdida de filtrado. La inhibición natural del sistema QUADRILL, asegura que los cortes no serán dispersados en el anular, lo cual se traduce directamente en una mejor eficiencia en el control de sólidos, menores tratamientos y bajos costos de mantenimiento.
FUNCIONES DE LOS PRODUCTOS PRODUCTO FLOPEX
FUNCION Control de filtrado
DESCRIPCION Celulosa modificada 32
STARPLEX 500 IDCAP KCL IDVIS ID-FLR XL ID-FLR KOH
Estabilizador de Lutitas Inhibidor de lutitas Sal Viscosificador Reductor de filtrado PAC regular Control de pH
Glicol polialcaleno Polímero sintético Reduce actividad del agua Polímero XC Control de filtrado Control de filtrado
OTROS PRODUCTOS IDBOND IDTEX IDTEX W CALOTEMP IDSPERSEX T
Inhibidor de lutita Polímero encapsulador Estabilizador de lutita Gilsonita Estabilizador de lutita Asfalto sulfonado Pérdida de filtrado Lignito Dispersante antifloculante
FORMULACION BASE STAPLEX 500 IDCAP FLOPEX KCL IDVIS FLR
6 4 2 30 0.75 2
%Volumen LPB LPB LPB LPB LPB
MEZCLADO EN EL CAMPO 1.- Limpiar cuidadosamente los tanques y líneas. 2.- Llenar los tanques con el agua requerida y STAPLEX 500. Añada 10 IDCIDE (Bactericida) y NaOH ó KOH para controlar el pH. 3.- Añada IDVIS a través del embudo a una velocidad de 15 a 30 minutos/saco. Agregue entonces IDCAP e ID-FLR XL a una velocidad de 5 a 10 minutos/saco. 4.- Añadir KCl y la Barita. 5.- Añadir antiespumante de ser necesario. MONITOREO DEL SISTEMA a.- Concentración de STAPLEX-500 Se esta desarrollando una técnica de precipitación de Polyol para determinar la concentración de STAPLEX 500. Actualmente esta concentración se determina utilizando una retorta dual, el cual basa su medida en el hecho que el STAPLEX 500 tiene un punto de ebullición superior al agua. El procedimiento es el siguiente: I . Ponga el termostato en 300 oF (145oC) y deje destilar hasta no detener más líquido. Mida el volumen de agua recolectado. II . Lleve el termostato hasta 1000 oF (538oC) y deje evaporar todo el Polyol. Mida el volumen total destilado. III .Determine el % v/v de Polyol por diferencia entre el volumen final y el volumen inicial destilado. IV . Determine el % v/v de STAPLEX 500 dividiendo el % v/v de Polyol entre 0.75 fracción activa del Polyol en el STAPLEX 500. b.- Concentración de Potasio Equipo
:
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1.- Tubos para centrífuga clínica de 10 cc, tipo Kolmer (Corning # 360) 2.- Centrífuga de 2500 a 5000 r.p.m. 3.- Solución de Perclorato de Sodio (150 gr. De perclorato de sodio en 100 cc de agua destilada) 4.- Solución de Cloruro de Potasio ( 14 gr. De cloruro de potasio en 100 cc de agua destilada ). Procedimiento : 1.- Determinar la curva standard a.- Preparar una serie de soluciones standard de KCl en el rango de 1 a 8 %. Añadir las cantidades apropiadas ( 0.5 cc por cada 1 % de KCl ) de la solución de KCl a los tubos de la centrífuga y diluirlos hasta la marca de 7 cc . Añadir 3 cc de Perclorato de sodio a cada tubo. b.- Centrifugar por un minuto y leer inmediatamente el volumen precipitado. c.- Utilizando papel milimetrado de coordenadas rectangulares graficar los cc de precipitado v/s KCl (En % o LPB). 2.- Determinar la concentración de KCl. a.- Medir 7 cc de filtrado en un tubo de centrífuga limpio. b.- Añadir 3 cc de solución de perclorato de sodio. c.- Centrifugar por 1 minuto y leer el volumen de precipitado. d.- Determinar la concentración de KCl por la curva Standard. c.- Contenido de sólidos Los cálculos de sólidos descritos a continuación son válidos en lodos conteniendo KCl, NaCl, barita, sólidos de baja gravedad, STAPLEX 500 y aceite. Los cálculos se realizan con las siguientes hipótesis: a- La presencia de STAPLEX 500 no altera el volumen ocupado por la sal en solución y es completamente estable en la fase salada a la temperatura del hoyo. b- La barita posee una gravedad específica de 4.25. c- La gravedad específica de los L.G.S. es 2.60. Datos requeridos : Dm W K C Vo Do P N B Db S Ds Barita LGS
Densidad del lodo Porción de agua Concentración de KCl Concentración de Cloruro Porción de aceite Densidad de aceite STAPLEX 500 fracción Concentración de cloruro de sodio Fracción de salmuera Densidad de la salmuera Sólidos contenido verdadero Densidad promedio de los sólidos Contenido de barita Sólidos de baja gravedad
( SG ) ( % v/v ) ( g/l filtrado ) ( g/l filtrado ) ( %v/v ) ( SG ) ( %v/v ) ( g/l filtrado ) ( % V/V ) ( SG ) ( % V/V ) ( SG ) ( lpb o g/l ) ( lpb o g/l )
Cálculos : 1.- Concentración de NaCl en el filtrado: N = (C - 0.476 K) * 1.6485
( g/l )
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2.- Fracción de salmuera en el lodo: B = (W+P) / (1 - 0.000411 K - 0.000388 N)
( %v/v )
3.- Densidad de la salmuera: DB = ((1000 ( W + 1.105 P ) ( N + K) B) / 1000 B)
( g/ml )
4.- Contenido de sólidos verdaderos: S = 100 ( 1 - B - Vo - P )
( % v/v )
5.- Densidad promedio de los sólidos: Ds = ( DM - B Db - Vo Do ) / ( 1 - B - Vo )
( g/ml )
6.- Contenido de sólidos de baja gravedad: LGS = ( 4.25 - DS ) x S x 5.5 LGS = ( 4.25 - DS ) x S x 15.76
( lpb ) ( g/l )
7.- Contenido de Barita : Barita = ( DS - 2.6 ) x S x 0.92 Barita = ( DS - 2.6 ) x S x 25.78
( lpb ) ( g/l)
PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACION CON LA UTILIZACION DEL QUADRILL
I- Embolamiento y Accretion El embolamiento de una mecha y estabilizadores es una indicación de una pobre inhibición y puede ocurrir en cualquier arcilla reactiva. Los cortes perforados son generalmente suaves y esponjosos en los shakers y cuando el ensamblaje de fondo llega a la superficie esta cubierto por grandes terrones suaves, esponjosos y pegajosos. Accretion se refiere a la formación gradual de una capa compacta de cortes sobre la tubería de perforación (portamechas, estabilizadores y mecha). La accretion tiende a ocurrir cuando las formaciones se mantienen en niveles críticos de hidratación (contenido de humedad ) por la naturaleza inhibitoria del lodo, haciéndolos así plásticos y pegajosos y capaces de compactarse en el ensamblaje de fondo. Este problema se presenta pocas veces con el sistema QUADRILL. Sin embargo si esto ocurre, el problema se puede solucionar circulando píldoras de salmuera de KCl. Además incrementando la concentración de KCl y reducir la concentración de STAPLEX 500 a 3% ó menos ha probado ser efectivo. El uso de ID-FLR XL en lugar de IDFLO, también ayuda a solventar este problema. La concentración de STAPLEX 500 puede volver a ser incrementada después de haber sido perforada esta lutita pegajosa.
II- Contaminación por sólidos : El sistema QUADRILL es altamente inhibitorio y con un buen equipo de control de sólidos, el ingreso de sólidos de baja gravedad al sistema se retarda. Sin embargo se recomienda mantener una dilución mínima. El incremento de sólidos de baja gravedad puede ser monitoreado usando la prueba de azul de metileno. Los máximos valores de MBT aconsejados son: 25 LPB para lodos hasta 13.0 lpg 20 LPB para lodos sobre 13.0 lpg
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Si es necesario, el fluido puede ser adelgazado con 1 a 2 LPB de ID SPERSE XT.
III- Contaminación por cemento : Antes de perforar cemento, el sistema debería ser pretextado con Bicarbonato de sodio o PTS-300. Como cualquier lodo base agua es preferible desechar el lodo altamente contaminado , antes de tratar de reacondicionar.
IV- Ataque Bacteriano : Como cualquier lodo polímerico, el sistema QUADRILL es susceptible a degradación bacteriana y tratamientos rutinarios con bactericida ( IDCIDE L ) , son recomendados. El ataque bacteriano ocurre principalmente cuando se utiliza IDFLO, ID-FLR XL y FLOPEX. Se recomienda para este problema pH superiores a 9.5 para provocar formación de amonio.
INHIBICION DE LUTITAS Los mecanismos de inhibición de lutitas provistas por materiales tales como polímeros encapsulantes, sales y cationes ha sido estudiado por muchos años y es relativamente bien conocido. La inhibición lograda por polyoles (glicoles), tal como STAPLEX 500 es menos comprendida y está recibiendo actualmente una considerable atención desde que se han logrado buenos resultados de campo. La atención actualmente esta enfocado sobre los glicoles polialquenos ó PAG. Generalmente estos elementos comprenden una serie de uniones alquil unidas con átomos de oxileno y terminados en radicales oxidrilos. La fórmula estructural de los PAG es : HO (CH2CH2O)X (CHCH2O)Y (CH2CH2O)Z H | CH3 La unidad central Y, es óxido de propileno y las unidades X y Z, se refiere al óxido de etileno. Es generalmente aceptado que la presión diferencial entre el fluido de perforación y la arcilla de la formación es la principal causa de inestabilidad del hoyo. Esto debido a que existe una mayor invasión de filtrado a la zona problemática, lo que puede causar hidratación y/o hinchamiento de lutitas. A fin de minimizar la invasión, es de gran importancia mantener el peso de lodo lo mas bajo posible y lograr mecanismo de inhibición. Los mecanismos exactos por los cuales los polyoles ( glicoles y gliceroles ), logran inhibir el hinchamiento y la dispersión de las lutitas no es conocido. Las siguientes teorías o mecanismos han sido propuestos:
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Mecanismo 1 Se piensa que los polyoles deben unir hidrógenos a las superficies de la arcilla y formando capas superficiales las cuales disminuyen la hidratación de los cortes y la zona expuesta del pozo. Las cadenas hidrogenadas podrían esperarse de los éteres oxigenados o particularmente de los radicales OH. El fenómeno de adsorción del polyol ha sido estudiada por algún tiempo. La capa absorbida no es necesariamente más efectiva si el polyol es insoluble en la fase acuosa. Polyoles solubles pueden todavía adsorberse fuertemente sobre la superficie de las arcillas y una vez adsorbidas , el efecto inhibidor está determinado por la capa superficial y no por la vía por la cual el polyol encontró la superficie de la arcilla.
Mecanismo 2 Es más probable que estos polyoles, siendo lo suficientemente pequeños para penetrar dentro de los poros, se intercalen y/o adsorban sobre las placas de arcilla. El proceso de adsorción y/o intercalación es más factible a envolver interacciones electrostáticas débiles por medio de los grupos polares y por las uniones Van der Waals entre los centros organofílicos. El mejoramiento observado (vía sinergía) , que las PHPA exhiben cuando son añadidas a lodos que contienen polyoles, pueden ser atribuidas a diferentes mecanismos. Las moléculas de PHPA son muy grandes y por lo tanto difícilmente penetran en los poros y se intercalan entre las laminillas de arcilla. Ellas están más dadas a ser adsorbidas en la parte exterior de los cortes o en la pared del hoyo.
Mecanismo 3 Los polyoles de bajo peso molecular como el glicerol son altamente móviles y pueden penetrar los espacios interlaminales de las arcillas y desplazar cualquier molécula de agua presente. Esto resulta en una estructura estable arcilla - polyol , la cual es resistente a la hidratación y a la dispersión. Sin embargo se ha observado que los gliceroles por si solos son relativamente pobres inhibidores comparados con algunos polyoles de mayor peso molecular. Consideraciones de entropía sugieren que polyoles preferencialmente sobre los glicoles más pequeños.
mayores
son
intercalados
Mecanismo 4 Los polyoles solubles son hidratados por agua y presión de vapor reducida y consecuentemente la actividad del agua actúa de forma similar a una sal soluble. Así, existe un menor potencial para la transferencia de la fase vapor del agua desde el fluido de perforación hacia la formación. Sin embargo, tratamientos efectivos en operaciones de campo pueden ser menores de 3%, la cual produciría solo una pequeña disminución en la presión de vapor del agua. Existe una gran duda si existe transferencia osmótica del agua desde los lodos de base agua hacia las arcillas. Además el nivel de inhibición obtenido con los polyoles es mucho mayor que los que podrían obtenerse por la adición de una sal como NaCl, para obtener una actividad del agua igual. Es más probable que algunos polyoles solubles, incrementen la viscosidad de la fase acuosa, reduciendo así la movilidad de las moléculas de agua y por lo tanto la penetración del filtrado en las lutitas. También incrementan el rendimiento de los polímeros y la estabilidad térmica, presumiblemente por la solubilidad de los polímeros. También se ha sugerido que algunos polyoles actúan como “interruptores de estructura“ rompiendo las cadenas de agua en las superficies de las arcillas.
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Mecanismo 5 Los polyoles que exhiben “puntos de nube” , también proporcionan inhibición debido a la reducción de la pérdida de filtrado. Las finas gotitas de emulsión formados por estos sistemas (TAME), son efectivas para controlar bajos valores de filtrado HT-HP a temperaturas sobre el “punto de nube”. Este efecto indudablemente ayuda, pero a menos que la lutita contenga microfracturas, el mecanismo de control de la transferencia de agua es por difusión y no por filtración. Hasta el presente no está claro si hay grandes diferencias entre el mecanismo de inhibición entre polyoles solubles y aquellos parcialmente insolubles. El uso de estos dos tipos de polyol en aplicaciones en el campo, no han demostrado grandes diferencias en su rendimiento. Sin embargo esto podría sugerir que el “efecto nube” quizás no es importante o que dos diferentes mecanismos existen. También es posible que todos los glicoles “cloud” cerca de las superficies de arcilla donde el contenido de sales y el campo eléctrico es alto. Otro factor debe ser tomado en consideración si el polyol es parcialmente insoluble en la fase acuosa, la concentración en el filtrado es menor. Por lo tanto cualquier filtrado que invada la formación será menos inhibitorio y existe el potencial para la hidratación y el hinchamiento de las arcillas justamente detrás de la región cercana al hoyo abierto. Este efecto puede ser incrementado por ósmosis como la capa superior adsorbida desde el polímero “clouded”, el cual activa una membrana semipermeable. Así, un pequeño incremento en la presión de poro puede ocurrir, resultando en cavernas o posiblemente en un hoyo colapsado. Se ha notado que todos los polyoles inhibitorios exhiben efectos sinergéticos con inhibidores alternos tales como KCl o polímeros encapsulantes como IDCAP ó IDBOND. La inhibición óptima se logra al combinar estos tres componentes.
III.-SISTEMA VISPLEX El VISPLEX es un fluido de características únicas, a base agua, desarrollado para perforar pozos desviados, horizontales y/o pozos con problemas de estabilización mecánica o formaciones inconsolidadas. Las propiedad fundamental del sistema es su comportamiento reológico. El sistema VISPLEX es un fluido de alto adelgazamiento por corte, el cual ofrece altos puntos cedentes, bajas viscosidades plásticas y geles altos y planos. El sistema VISPLEX provee una suspensión excepcional de los sólidos perforados, los cuales son separados fácilmente a través de las mallas. Esta propiedad garantiza una excelente limpieza en pozos con altos ángulos de desvío, permitiendo además mantener las presiones de bombeo bajas, buena hidráulica en la mecha y altas tasas de penetración. Entre las principales ventajas del sistema están: *-Puede utilizarse para un amplio rango de densidades. *-Provee excelente suspensión de sólidos. *-Reduce la erosión produciendo hoyos en calibre. *-Fluido de bajos sólidos. *-Fluido de bajo daño. *-Ofrece estabilización a formaciones no consolidadas. El sistema VISPLEX esta basado en la tecnología de mezcla de hidróxilos metálicos (MIXED METAL HIDROXIDE). Los MMH trabajan sinergeticamente con la bentonita formando un complejo altamente tixotrópico. Esto significa que el fluido se vuelve bombeable tan pronto como una fuerza es aplicada. De esta forma no se producen altas presiones de circulación
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cuando se enciende la bomba. Su naturaleza altamente tixotrópica hace al sistema invaluable en áreas propensas a perdidas de circulación, pozos altamente desviados y donde se requiere de bajas tasas de bombeo. Cuando el VISPLEX se introduce dentro de una lechada de bentonita prehidratada, se evidencia un cambio drástico en la apariencia del fluido y en las propiedades del mismo. El fluido se vuelve “espeso“ y luce gelificado. A diferencia de los fluidos convencionales mezclados para dar un rendimiento reológico alto, los geles son extremadamente frágiles y puede hacerse fluir con muy poco esfuerzo. El perfil reológico del fluido es muy achatado, lo cual en términos de modelo de BINGHAN equivale a altos puntos cedentes y bajas viscosidades plásticas. A través de lo que aparenta ser una combinación del comportamiento reológico y la acción química, el fluido ha sido muy exitoso en la estabilización de formaciones hidratables y no consolidadas, produciendo hoyos en calibre. Los aditivos convencionales para el control del filtrado, mientras dan buen resultado en el control de la filtración, lo hacen a expensas de la perdida de las características reológicas únicas del sistema. La adición de lignito, CMC, PAC, etc., anulan completamente el efecto del VISPLEX en el reograma del fluido. Las características asociadas con el complejo BENTONITA / VISPLEX se pierden, probablemente debido a la interferencia de los polos aniónicos de estos aditivos, con los campos de fuerza. Por esta razón fue necesario desarrollar un nuevo aditivo para proveer el control de filtración y revoque, sin eliminar las características reológicas del sistema. El producto, llamado FLOPEX, es efectivo tanto en sistemas a base de agua de mar como en agua fresca, a temperaturas en el rango de 250 a 300 grados F. Los adelgazadores convencionales tienen un efecto dramático sobre la reología del sistema y la destruyen totalmente en lodos limpios. En los lodos de campo que contienen sólidos de formación, se pueden hacer pequeñas adiciones de tales productos, donde el FLR-XL ha sido identificado como el adelgazador ideal del sistema.
PROCEDIMIENTO DE MEZCLA DEL SISTEMA 1.- Limpie profusamente los tanques. 2.- Llene los tanques con agua fresca. Realizar prueba de dureza al agua de preparación y de ser necesario tratar la misma a fin de reducir la concentración del ion Calcio a alrededor de 50 mg/lt, usando Soda Ash. 3.- Agregue soda cáustica al agua de preparación obteniendo un pH entre 10.5 y 11.0. 4.- Agregue bentonita . Utilizar bentonita pura . Dejar prehidratar la misma por el Mayor tiempo posible a la máxima concentración que permita el sistema de mezcla . Agregue agua fresca , luego de prehidratada la misma , logrando una concentración final de bentonita de 10 LPB. 5.- Adicione 1.0 LPB de VISPLEX. 6.- Realizar prueba al sistema. Las lecturas de 3 y 6 r.p.m., deben se +/- 35, medidas en el viscosímetro FANN. Si son significativamente menores agregar mas VISPLEX o bentonita prehidratada hasta que la viscosidad deseada sea alcanzada. 7.- Si se requiere control de filtrado debe agregarse FLOPEX . Una concentración de 4.0 LPB darán una perdida de Filtrado API menor de 10 cc/30 min. 8.- Nunca debe perforarse cemento con el sistema VISPLEX. Realizar la perforación de cemento con agua fresca y luego desplazar la misma con el sistema VISPLEX asegurando que no exista contaminación con iones Calcio. PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA
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1.- Mantener la densidad del sistema lo mas baja posible mediante el uso eficiente de los equipos de control de sólidos. 2.- Evitar en lo posible la perforación de cemento con el sistema VISPLEX. Para esta operación utilizar agua fresca. En caso de ser inevitable la perforación de cemento con el sistema VISPLEX, pretratar el mismo con Soda ASH. 3.- La reología única del sistema puede controlarse manteniendo las lecturas de 3 y 6 r.p.m., gel a 10 segundos y punto cedente lo mas cercano posible (+ / - 4 lbs/100 p2 ) Si se observa caída del punto cedente, generalmente indica la necesidad de ajustar la concentración de VISPLEX . Cualquier tratamiento debe realizarse luego de pruebas pilotos a fin de evitar sobretratamientos. 4.- Mantener el pH cercano a 10.5. Valores inferiores pueden ocasionar adelgazamiento del sistema. 5.- Aplicar dilución moderada con agua fresca, evitando de esta forma la incorporación excesiva de sólidos de baja gravedad. 6.- Mantener la adición de Carbonato de calcio en la zona de producción a fin de lograr “ puenteo “ de los poros. 7.- Realizar la adición de VISPLEX por medio del barril químico , asegurando la adición homogénea del producto. 8.- Optimizar el funcionamiento de los equipos de control de sólidos, disminuyendo de esta forma los costos de mantenimiento. 9.- Reciclar el lodo , una vez finalizadas las labores de perforación con el objetivo de ser reutilizado en próximos pozos , disminuyendo así los costos totales de perforación.
PRUEBA DEL RENDIMIENTO DE LA BENTONITA EN EL SISTEMA VISPLEX - Mezcle 10 grs de bentonita en 350 grs de agua destilada. - Mezcle a velocidad media por 10 minutos. - Agregue un gramo de Visplex. - Incremente el pH entre 10.5 y 11.5. - Si la arcilla es de buena calidad se observara un incremento rápido de la viscosidad ( Lec 3 20 y YP > 20 ). Una arcilla de mediana calidad producirá valores ente 15 y 25 lbs / 100 P2 . NO DEBE REALIZARSE NINGUN AGREGADO DE PRODUCTOS AL SISTEMA SIN HABER REALIZADO UNA PRUEBA PILOTO.
PRODUCTOS DEL SISTEMA A- BENTONITA FUNCIONES DEL PRODUCTO La bentonita se usa comúnmente como viscosificador y agente reductor de filtrado en los fluidos a base agua, tanto dulce como salada.
DESCRIPCION FISICA Polvo Marrón / Grisáceo. NATURALEZA QUIMICA Es una forma del mineral de arcilla natural conocido como Montmorillonita sódica.
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PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA DENSIDAD A GRANEL SOLUBILIDAD EN AGUA
2.50 50 - 60 LBS/PIE3 Es insoluble, pero se dispersa rápidamente produciendo una lechada marrón clara.
APLICACIONES La bentonita se usa generalmente como viscosificador y reductor de filtrado económico y eficiente. Debido al tamaño tan pequeño y a la forma plana de sus partículas, la bentonita ofrece un alto grado de lubricidad para el agujero, reduciendo así la torsión y el arrastre de la tubería. TOLERANCIA Y LIMITACIONES Es más efectiva en agua dulce, pero también se puede utilizar con agua salada y salmueras, siempre y cuando se prehidrate. Una contaminación severa con sal o iones calcio puede causar la floculación del sistema, resultando en el deterioro del control de filtrado. La bentonita se puede proteger de los contaminantes añadiendo adelgazantes o dispersantes, los cuales también disminuyen la tendencia de estos fluidos a gelificarse en presencia de alta temperatura. TRATAMIENTO Se mezcla en las cantidades necesarias para obtener la viscosidad y el control de filtrado necesarios. Para comenzar la perforación, una concentración de 20 a 25 LPB de bentonita es generalmente suficiente. EMPAQUE Sacos de 100 LBS. B.- VISPLEX FUNCIONES DEL PRODUCTO VISPLEX es un modificador reológico diseñado para mejorar la capacidad de suspensión y acarreo en fluidos a base agua, mostrando además características inhibitorias. Tiene aplicación especial en la perforación de hoyos de gran diámetro, altos ángulos y en operaciones de milados de casing. DESCRIPCION FISICA Polvo Blanco de libre fluidez. NATURALEZA QUIMICA Compuesto inorgánico, catiónico, sintético y altamente cargado. PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA ACTIVIDAD SOLUBILIDAD EN AGUA
0.64 78 % de componentes activos. Sólidos activos dispersables en agua, pero insolubles.
APLICACIONES I.-REOLOGIA VISPLEX, en combinación con las arcillas comerciales, produce propiedades reológicas únicas. Los fluidos se caracterizan por valores muy altos de los parámetro Punto Cedente, Geles y Viscosidades a bajas tasas de corte. El reograma se hace muy “ plano “. El 41
mecanismo por el cual se logran las propiedades de viscosidad y suspensión es único. Los geles son muy frágiles, a pesar de los altos valores registrados. Desde el punto de vista reológico, los fluidos VISPLEX están especialmente adaptados para perforar diámetros grandes y pozos desviados. II.-INHIBICION VISPLEX ha demostrado su efectividad para controlar el lavado de las formaciones (WASH OUT) sensibles al agua, cuando se utiliza en combinación con la bentonita. TOLERANCIA Y LIMITACIONES VISPLEX ha mostrado poca degradación por temperatura, por debajo de los 600 grados F. El producto es afectado por los aditivos aniónicos, particularmente en mezclas frescas. El reductor de filtrado preferente es el FLOPEX. Los sistema VISPLEX tienen alta tolerancia a los sólidos perforados y han sido corridos exitosamente, basados tanto en agua fresca como en agua de mar. TRATAMIENTO En aplicaciones para reología y suspensión, los niveles normales se encuentran en el rango de 1.0 a 1.2 LPB. Como estabilizador del pozo se hacen más adecuadas concentraciones de aproximadamente 1.5 LPB. Para mejores resultados se debe predispersar en el tambor químico. EMPAQUE Sacos de 25 LBS.
C.- FLOPEX FUNCIONES DEL PRODUCTO Es un reductor de filtrado , que ha sido desarrollado específicamente para su uso en los sistemas VISPLEX. DESCRIPCION FISICA Polvo color crema / blanco , de flujo libre. NATURALEZA QUIMICA Polímero derivado de polisacaridos.
PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD SOLUBILIDAD EN AGUA pH DE SOLUCION
0.56 - 0.64 5-8 % en el punto de manufactura. mayor al 99 % 10.5 - 11.0.
APLICACIONES FLOPEX es un reductor de filtrado efectivo para el sistema VISPLEX. A diferencia de los aditivos convencionales para el control de filtrado, las adiciones de FLOPEX a los fluidos VISPLEX no resultan en la pérdida de las características reológicas únicas de este sistema. Este producto es también efectivo en otros fluidos de base agua. TOLERANCIA Y LIMITACIONES
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El producto se hace ineficaz a altos niveles de concentración del ion magnesio, por lo que se recomienda tratar el agua de composición para remover toda la dureza, antes de adicionar el FLOPEX. El producto funciona, sin embargo efectivamente , en una base de agua de mar y es estable en condiciones de rolado en caliente, de hasta 250 grados F. Hasta el momento, no se han encontrado indicios de degradación bacterial del FLOPEX. A pesar de que no se ha establecido un límite de temperatura en el campo, la estabilidad térmica del producto se ha proyectado hasta aproximadamente 300 grados F. TRATAMIENTO En agua fresca En agua de mar
De 1.5 a 4.0 LPB. De 2.5 a 6.0 LPB.
EMPAQUE Sacos de 50 LBS.
D.- FLR - XL FUNCIONES DEL PRODUCTO Es un aditivo controlador de filtrado ( no viscosificante ) utilizado para producir, a bajos niveles de tratamiento, bajas tasas de filtración y revoques finos. DESCRIPCION FISICA Polvo blanco opaco, de flujo libre. NATURALEZA QUIMICA Celulosa polianionica de bajo peso molecular. PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD SOLUBILIDAD EN AGUA
1.55 menor al 10 % al ser empacado. completamente soluble en lodo en base agua.
APLICACIONES FLR-XL es un aditivo de control de filtrado extremadamente efectivo. Puede ser utilizado con buenos resultados, tanto en fluidos basados en bentonita, como en fluidos de base polímerica. Puede actuar como un defloculante ligero. En el sistema VISPLEX , el FLR-XL encuentra su aplicación primordial como adelgazador , sin detrimento de sus propiedades como controlador de filtrado y revoque.
TOLERANCIA Y LIMITACIONES En condiciones normales de perforación, este producto es estable a alrededor de 275 grados F. La limitación de temperatura depende mayormente del grado de aereación del fluido. El mezclado debe realizarse lentamente y en forma homogénea , para evitar la formación de FISH - EYES. TRATAMIENTO A temperaturas de hasta 275 grados F , los niveles de tratamiento se encuentran típicamente en el rango de 0.5 a 2.0 LPB. A temperaturas mayores, seguramente ocurrirá degradación y se requerirán adiciones regulares del producto para reemplazar el material degradado.
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EMPAQUE Sacos de 50 LBS
E.- IDCARB 75 - 150 FUNCIONES DEL PRODUCTO Los productos IDCARB son usados como agentes bloqueadores y densificantes en fluidos de perforación ,workover y completación. DESCRIPCION FISICA Polvo fino cristalino , de color blanco. NATURALEZA QUIMICA Mármol molido ( Carbonato de calcio ). PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD SOLUBILIDAD EN ACIDO
2.71 menor al 1 % en planta. mayor a 99 % en 15 % HCL
APLICACIONES Las aplicaciones de los productos IDCARB derivan de su alta solubilidad en ácidos , su distribución de tamaño de partículas, formas y resistencia mecánica. La granulometría correcta del IDCARB a ser utilizado con propósitos de bloqueo, puede ser determinada por análisis de la distribución de poros, en muestras de pared o núcleos, de las formaciones de interés. El IDCARB 75 tiene una distribución del tamaño de partículas similar a la barita API y encuentra su aplicación principal como agente densificante en fluidos de completación y reacondicionamiento. Puede ser usado con el IDCARB 150 , o grados especiales de IDCARB, para producir “ puenteo “ en formaciones porosas. EMPAQUE Sacos de 80 LBS.
F.- SODA CAUSTICA FUNCIONES DEL PRODUCTO La soda cáustica se utiliza para el control de pH en fluidos de perforación a base agua. DESCRIPCION FISICA Generalmente se obtiene en forma sólida, en escamas o gránulos.
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NATURALEZA QUIMICA Hidróxido de sodio. Material alcalino muy fuerte. PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA SOLUBILIDAD EN ACIDO
2.13 es soluble en soluciones hasta el 52 % en peso a 20 grados C.
APLICACIONES Este producto es utilizado para el control del pH en fluidos de perforación. De esta forma se obtiene el ambiente alcalino necesario para la dispersión de las arcillas y la completa disociación ionica de los dispersantes y algunos polímeros. Al mantener un alto pH se ayuda a controlar la corrosión y reduce la contaminación por calcio y magnesio al precipitarlos de la solución. EMPAQUE Sacos de 55 LBS.
IV.-SISTEMA CALODRILL CALODRILL es un sistema base agua para altas temperaturas, el cual ha sido diseñado para reemplazar los productos HI-TEMP, HI-TEMP II y POLYTEMP en los sistemas para altas temperaturas. Esto ofrece varios beneficios con respecto a los sistemas anteriores. VENTAJAS PRINCIPALES a.- bajas viscosidades plásticas. b.- estabilidad reológica. c.- gran estabilidad térmica. d.- tolerante a las contaminaciones comunes. DESCRIPCION DEL SISTEMA Los aditivos del sistema CALODRILL exhiben muchas ventajas sobre los sistemas a base de HI-TEMP, HI-TEMP II y POLYTEMP. El sistema incorpora dos nuevos componentes principales: CALOTEMP CALOTEMP el cual es un aditivo de control de filtrado basado en lignito el cual es utilizado como reemplazo de los productos en los fluidos bentoníticos. Actualmente se ha utilizado HITEMP en fluidos de baja salinidad, y HI-TEMP en fluidos de alta salinidad a fin de proveer control de la perdida de fluido a altas temperaturas. El CALOTEMP ofrece las siguientes ventajas: i- Se utiliza un solo producto en reemplazo de los dos anteriormente descritos. ii- Es efectivo en un amplio rango de salinidad iii- Es tolerante al calcio iv- Es térmicamente estable v- Es 100 % dispersable en agua vi- Menor viscosidad inicial vii- No contaminante. CALOFLO 100 CALOFLO 100 es un aditivo sintético para la perdida de fluido el cual fue diseñado a fin de reemplazar al POLYTEMP. Este posee un menor efecto viscosificante particularmente en lodos a base de agua dulce.
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La estabilidad térmica del CALOFLO 100 es superior a la del POLYTEMP siendo efectivo a temperaturas sobre 226°C (440°F). FORMULACIONES TIPICAS EN FLUIDOS A BASE DE AGUA SALADA El sistema CALODRILL permite trabajar con formulaciones muy simples para trabajar a temperaturas sobre los 400°F. Estas solo contienen bentonita (prehidrata), agua de mar, CALOTEMP e IDTHIN 500. Las Formulaciones A, B, C, y D dan idea del rango de propiedades para sistemas densificados. A fin de mantener optimas propiedades reológicas sobre los 400°F la concentración del CALOTEMP debe ser reducida, y esto requiere el uso de CALOFLO 100 a fin de mantener control sobre la perdida de filtrado. La formulación C2 explica un ejemplo para un sistema de 16 lb/gal. TABLA 1.1 Formulaciones y propiedades del sistema CALODRILL Formulación Lodo A densidad del lodo 12.0 lb/gal (1.44 SG) Agua de mar 39.9 lb 113.83 kg 1 Bentonita } Prehidratada 22.0 lb 62.77 kg Agua fresca } 248.4 lb 708.69 kg CALOTEMP 20.0 lb 57.06 kg IDTHIN 500 4.0 lb 11.41 kg NaOH2 (50%) 0.5 lb 1.43 kg Barita 173.4 lb 494.71 kg Formulación para preparar un bbl 1 Bentonita de Wyoming prehidratada en agua fresca a 30 lpb 2 Usado para ajustar pH a 10.0, LODO A B
a b c
Antes de rolar Rolado (350°F) Antes de rolar Rolado(350°F)
Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 136 91 73 50 149 94 71 47 104 64 49 32 68 38 26 13
6 20 14 9 4
3 18 11 8 3
PVa cP 45 55 40 30
Lodo B 14.0 lb/gal (1.68 SG) 84.3 lb 240.51 kg 16.0 lb 45.65 kg 180.6 lb 515.25 kg 20.0 lb 57.06 kg 4.0 lb 11.41 kg 0.5 lb 1.43 kg 286.8 lb 818.24 kg
Ypa lb/100ft2 46 39 24 8
Gelsa,c lb/100ft2 19/13/18 9/5/7
HTHPb ml 12 14
Prueba realizada @ 120°F (49°C) HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial 10 sec/10 min gel strength
TABLA 1.1 (continuación) Formulación y propiedades del sistema CALODRILL Formulación Lodo C2 Lodo D Densidad del lodo 16.0 lb/gal (1.92 SG) 19.16 lb/gal (2.3 SG) Agua de mar 140.6 lb 401.13 kg 133.9 lb 382.02 kg Bentonita1 } Prehidratada 8 lb 22.82 kg 6 lb 17.12 kg Agua fresca } 90.3 lb 257.63 kg 67.7 lb 193.15 kg CALOTEMP 20 lb 57.06 kg 15 lb 42.80 kg IDTHIN 500 4 lb 11.41 kg 4 lb 11.41 kg NaOH2 (50%) 0.5 lb 1.43 kg 0.5 lb 1.43 kg Barita 409.4 lb 1168.02 kg 578.1 lb 1649.32 kg Formulación para preparar un bbl 1 Bentonita de Wyoming prehidratada en agua fresca a 30 lpb 2 Usada para ajustar el pH a 10.0 LODO C2 Antes de rolar Rolada(350°F)
Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 6
3
PVa cP
59 46
5 4
25 21
24 25
26 18
18 11
5 4
Ypa 2
lb/100ft 9 4
Gelsa,c lb/100ft2
HTHPb ml
5/4/10
12
46
D Antes de rolar Rolada (350°F) a b c
90 83
48 43
34 30
19 18
3 4
3 3
42 40
6 3
3/5/11
12
Prueba realizada @ 120°F (49°C) HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial 10 sec/10 min gel strength
TABLE 1.1 (continuación) Formulación y propiedades del sistema CALODRILL Formulación Lodo C2 Densidad del lodo 16.0 lb/gal (1.92 SG) Agua de mar 132.9 lb Bentonita1 } Prehidratada 10 lb 28.53 kg Agua fresca } 112.9 lb 322.10 kg CALOTEMP* 10 lb 28.53 kg CALOFLO 100 3 lb 8.56 kg NaOH2 (50%) 0.5 lb 1.43 kg Barita 403.1 lb 1150.04 kg Formulación para preparar un bbl 1 2
Bentonita de Wyoming prehidratada a 30 lpb Usada para ajustar el pH a 10.0
LODO C2 Antes de rolar Rolada(350°F) Rolada(400°F) Rolada(430°F) a b c
Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 93 54 41 25 65 34 25 15 72 39 29 16 97 58 45 29
6 7 4 4 9
3 6 3 3 9
PVa cP 39 31 33 39
YPa lb/100ft2 15 3 6 19
Gelsa,c lb/100ft2 6/44 3/8 3/9 10/29
HTHPb ml 15 18 22
Prueba realizada @ 120°F (49°C) HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial 10 sec/10 min gel strength
GUIA PARA CORRER EL SISTEMA
47
A.-
Conversión del sistema QUADRILL (Polymer Systems) a sistema CALODRILL
La estabilidad de los sistemas poliméricos comienza a deteriorarse cuando las temperaturas sobrepasan los 275°F sin embargo en aplicaciones de campo esto comienza a observarse cerca de 320°F particularmente cuando se utilizan estabilizadores térmicos. Una vez que la temperatura de fondo excede los 275°F las pruebas regulares del sistema determina si el sistema esta degradándose térmicamente. Las propiedades del lodo mostraran a- Un descenso de YP y GELES b- Se observará un aumento significativo de la perdida de filtrado particularmente HTHP , donde se producirá un olor a quemado en caso de ocurrir degradación . c- El filtrado se volverá oscuro debido a el „quemado” de los polímeros A.1.-
Adiciones de CALOTEMP.
Si existe un deterioro como el descrito arriba , los chequeos regulares del lodo aseguraran evitaran un deterioro significativo del sistema y las adiciones de CALOTEMP en vez de IDFFLR XL o FLOPLEX deberán comenzar como mínimo entre 2-4 lpb. Si la temperatura excede los 300°F, entre 5-10 lpb será requerido. La adición de CALOTEMP a un fluido polimérico reducirá el pH. La dispersibilidad y solubilidad del CALOTEMP se logra por la adición de soda o potasa cáustica. En esta etapa un pH entre 9-9.5 es suficiente ya que pH superiores pueden afectar el comportamiento de algunos polímeros inhibitorios como el IDCAP. Si se realizan adiciones de bentonita para reemplazar el XC degradado el pH optimo será mayor de 8,5 sobre todo en fluidos que poseen polímeros encapsuladores (IDCAP y STAPLEX 500). A.2.-
Adiciones de IDTHIN 500
Se deben realizar adiciones de IDTHIN 500 entre 2-4 lpb a fin de estabilizar las propiedades reológicas ( Viscosidad plástica , yield point y geles ). A.3
Adiciones de bentonita
Sobre 320°F se debe agregar bentonita (prehidratada) a fin de mantener la viscosidad del fluido una vez que el XC se degrada. La Bentonita Además proveerá de un mejor revoque. Además se debe continuar con la adición de CALOTEMP sobre las 20 lpb para mantener el control de la perdida de fluido cuando la temperatura esta sobre 350-370°F. El pH del lodo fresco agregado debe estar sobre 10.0 para facilitar la dispersión de la bentonita como viscosificador primario. En esta etapa los polímeros viscosificantes se han degradado por lo que imparten muy poco beneficios al sistema. A.4
Adiciones de CALOFLO 100
Cuando la temperatura de fondo excede 370°F las adiciones de CALOTEMP deben ser detenidas y reemplazada por CALOFLO 100 en rangos de 1-2 lpb incrementándolas hasta 3 lpb cuando las temperaturas aumenten hasta 400-440°F. Antes de un viaje en zonas donde la temperatura de fondo excede los 370°F se recomienda desplazar una píldora con 2-4 lpb IDTHIN 500, 10 lpb CALOTEMP y 2-3 lpb CALOFLO 100. Esto prevendrá problemas de excesiva gelificación
B
Control del sistema CALODRILL
48
A continuación se detalla como debe ser monitoreado y tratado el sistema a base base agua para alta temperatura CALODRILL en términos de control de pH, Contaminación con : Carbonatos y bicarbonatos, Cal y cemento (ca 2+) y cloruros. B.1
pH
Método El pH del sistema se determinara por medio de pHmetro debido al color oscuro impartido por el CALOTEMP lo que dificulta la lectura de este valor por medio de papel pH. Control El pH puede ser incrementado mediante NaOH o KOH y reducido mediante PTS 300. Efectos Un incremento en el pH producirá un incremento de los geles y yield point del sistema. Un pH mayor puede provocar problemas de gelificación. El rango operativo del sistema esta entre un pH de 8-10. Para prevenir la gelificación, El pH debe mantenerse en ese rango. Una vez ocurre la gelificación tratamientos con dispersantes o PTS 300 a veces no son capaces de adelgazar el lodo por lo que se deben realizar pruebas pilotos y dilución puede ser requerida. B.2
Contaminación con carbonatos y bicarbonatos
La contaminación con carbonatos como resultado de influjos de CO 2 o carbonatos solubles desde la formación puede causar problemas de gelificación. El CO 2 causara además una degradación gradual de los aditivos del fluido de perforación. Método Se recomienda la utilización del tren de Garret a fin de determinar la cantidad de carbonatos y bicarbonatos presentes. En caso de contar con el equipo se utilizara el método común de titilación de Pf y Mf utilizando un pH metro para mayor precisión en los resultados. Contaminación con carbonatos Efectos Increasing levels of CO32- give increases in yield point and gels after hot rolling. The corresponding increase seen in HTHP fluid loss is probably caused by gellation, allowing permeation of liquid through the gel without forming an adequate filter cake. Reducing the pH to 8.5 with PTS 300 did not improve the rheology, neither did the addition of lime (under treatment, stoichiometric treatment and over treatment were all tried). Control The results in table 5.621 indicate that the CALODRILL system is tolerant to CO 32contamination up to ca. 3500 mg/l. Above this level lime treatments may be pilot tested but whole mud dilution is most likely necessary. Contaminacion con bicarbonatos Effects Bicarbonate contamination seems to have very little effect on rheology (gels and yield point slightly increased) or fluid loss (slight improvement seen). The system is extremely tolerant to bicarbonate ions. The high Mf values along with relatively low pH is indicative of bicarbonate contamination (c.f. carbonate contamination). If the Mf is >4 the pH should be maintained below 8.5 with PTS 300. Control
49
It is evident that treatment of HCO3- contamination is not required. However an increase in pH would then result in carbonate contamination which, as shown previously, is only a problem above 3500 mg/l. Laboratory evaluations have shown variable results regarding treatments with lime to counteract HCO3- contamination and it is recommended that pilot tests be conducted at lower than stoichiometric levels of lime, in order to reduce HCO 3concentration without allowing the pH to exceed 9.0. 5.63 Calcium Hardness Method Add 2-4 drops 8N KOH buffer to 100 ml of distilled water. Add 1, 2 or 3 sachets of CALVER 2 indicator to generate a strong pale blue colour in the solution. (The darker the filtrate to be tested, the stronger this colour will need to be). Add 1 ml of filtrate. If no calcium is present a blue/green colour will be formed. If calcium is present then a pink/orange colour will develop. Titrate with 0.01M EDTA solution until a blue/green colour develops that doesn‟t change with one more drop of titrant. Ca2+(mg/l) = 400*(vol of titrant)/(vol of filtrate) Note This test is particularly difficult with this system due to the dark filtrates. API filtrates may be easier to use than HTHP filtrates as they tend to be lighter in colour. There is also a tendency to decolourise the indicator making the end point impossible to detect. Bleaching with sodium hypochlorite or hydrogen peroxide will decolourise the filtrate, but boiling off all the oxidant still doesn‟t prevent decolourisation of the indicator when it is added. If available, an ion selective electrode could be much simpler to use. This is under investigation at PCF. The test as it currently stands is best performed on filtrate from muds that have been pH adjusted to <10 with PTS 300. Measurements will only be semi quantitative and thus pilot testing with bicarbonate should be conducted. Again, laboratory evaluations have shown variable data with respect to the effectiveness of this treatment and whole mud dilution may be required. 5.64
Chloride Concentration
Method Add 1 ml of filtrate to 75 ml of distilled water and adjust the pH to 6-7 using dilute (eg 0.1N) sulphuric acid. (It is possible to use the solution from the Mf titration at this point if filtrate volumes are low, but the pH should be adjusted to 6-7 using dilute NaOH, and the volume adjusted to 75 ml with distilled water). Add approximately 5 drops of potassium chromate indicator solution. Titrate using 0.282N silver nitrate solution until the red/orange colour of silver chromate precipitate just persists. Cl-(mg/l) = 10‟000*(vol of titrant)/(vol of filtrate)
Note HTHP filtrates may again be too dark to see a satisfactory end point, and API filtrates could well be lighter in colour. This is less of a problem than in the calcium hardness test, as the chromate indicator decolourises the filtrate slightly making the end point easier to see. The pH is important during this test, if the solution being tested is below pH 6 the end point may not be seen, and if it is above pH 7 salts other than AgCl may precipitate and affect the end point value. 5.65
Solids Contamination
Solids control is extremely important in high temperature muds as excessive contamination leads to high plastic viscosities. LGS should be maintained at less than 5% v/v of the fluid and it is recommended that good solids control equipment be used during the running of
50
CALODRILL. PRODUCTOS ESPECIALES DEL SISTEMA CALOFLO 100 CALOFLO 100 is an efficient fluid loss reducing agent designed for use in water based fluids where bottom hole temperatures are high enough to preclude the use of starches or other polysaccharides. PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES Description Chemical Nature Solubility calcium brines. Temperature Stability pH (10 g/l) Bulk Density
: : : : :
White, odourless powder. Synthetic copolymer. Soluble in all water based fluids except very strong
Stable in excess of 205°C (400°F) : 6 to 9 300 to 500 kg/cu.m. (18.8 to 31.3 lb/cu.ft.)
APPLICATION CALOFLO 100 is an effective polymeric fluid loss reducing agent that replaces starch in high temperature fluids. It can be used in saturated salt, mixed salt and potassium chloride/IDBOND muds, as well as in sea water or fresh water fluids. It is not sensitive to calcium contamination, but should not be used in calcium chloride completion brines unless prehydrated. CALOFLO 100 is completely compatible with IDVIS/IDF PTS-200 high temperature polymer system, and is suited for use with bentonite or salt water clays such as salt gel and sepiolite. TREATMENT CALOFLO 100 should be added through the hopper at doses of 2 to 5 lb/bbl (5.7 to 14.3 kg/cu.m.) PACKAGING CALOFLO 100 is packaged in 25 kilogram sacks. CALOTEMP CALOTEMP is a temperature stable HTHP filtration control product for water based muds. PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES Chemical Nature : A highly modified humate derivative. Description : A brown free-flowing powder. Chemical Nature : Modified lignite. Specific Gravity : 0.95 Solubility : Soluble in water. Temperature Stability : Stable to at least 205°C (400°F).
APPLICATION CALOTEMP is an excellent HTHP fluid loss reducer for high temperature water based muds. It provides thin filter cakes and minimal increases in viscosity and finds particular application in high density systems. CALOTEMP does not contain any heavy metals, is non-toxic and may be used in environmentally sensitive areas. It is stable to salt and calcium contamination.
51
TREATMENT In the range of 5 to 20 lb/bbl (13 to 52 kg/cu.m.) depending on application. PACKAGING CALOTEMP is packaged in 25 kilogram multi-walled paper sacks.
APENDICE A
CONTAMINANTES COMUNES DE LOS FLUIDOS A BASE AGUA Y SUS TRATAMIENTOS NORMALES
CONTAMINANTE
AGENTE TRATANTE
LPB de agente tratante por ppm de agente contaminante
YESO O ANHIDRITA ( Ca ++ )
SODA ASH ( Increase pH ) 0.000928 lpb SAPP ( SAME pH ) 0.000971 lpb BICARBONATO DE SODIO ( reduce pH ) 0.000735 lpb
CAL O CEMENTO ( Ca ++ )
SAPP ( SAME pH ) 1.500000 lpb BICARBONATO DE SODIO (REDUCE pH ) 0.000735 lpb
AGUA DURA ( Mg++ )
SODA CAUSTICA
SULFATO ( H2S )
Ph SOBRE 10
CARBONATO
YESO ( SIN INCREMENTO DE pH ) CAL ( CON INCREMENTO DE pH )
BICARBONATO
CAL
0.001160 lpb
0.00100 lpb 0.000432 lpb 0.000424 lpb
TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS A BASE AGUA CONTAMINADOS
Cada contaminante va a causar una serie de cambios en las propiedades del lodo que son caracteristicos. La importancia de analizar el lodo de una manera constante es importante ya que la detección y tratamiento inmediato de un contaminante puede ser la diferencia entre perder un pozo u operar de una manera normal. La primera defensa para la detección de una contaminación en potencia es una análisis periódico de la densidad y de la viscosidad de embudo de un fluido. En caso de observar algún cambio de significación se deberá hacer un TEST completo para identificar al contaminante y tratar el sistema de una manera inmediata. Entre las contaminaciones comunes tenemos:
CONTAMINACION POR ARCILLAS IDENTIFICACION *. Incremento en el contenido de solidos. *. Incremento del MBT. *.- Disminucion de la alcalinidad. TRATAMIENTO *. Usar al maximo los equipos de control de solidos. *. Diluir y agregar barita si el peso disminuye. *. Usar dispersantes y soda caustica. 52
CONTAMINACION POR BICARBONATO DE SODIO IDENTIFICACION *. No aparece calcio en la titulacion. *. Bajo Pf. *. Incremento brusco del Mf. *. Altos geles progresivos. *. Gran incremento del filtrado. TRATAMIENTO *. Incrementar pH hasta 9.5 *. Determinar llos EPM de carbonatos y tratar con cal a fin de eliminar ion contaminante. *. Agregar dispersantes para mejorar la reologia del lodo. *. Agregar agua si es necesario. CONTAMINACION POR CARBONATOS IDENTIFICACION *. Altos geles progresivos. *. Alto filtrado. *. Alto Pf y Mf. *. No aparece calcio en la titulacion. TRATAMIENTO *. Agregar cal. *. Agregar dispersantes. *. Agregar agua si es necesario. CONTAMINACION POR CLORURO DE SODIO IDENTIFICACION *. Gran incremento de cloruros en el filtrado. *. Disminucion de Pf,Mf y pH. TRATAMIENTO *. Diluir. *. Ajustar pH. *. Utilizar dispersantes. *. Ajustar filtrado con polimeros. *. Si la contaminacion es muy severa cambiar a lodo salino. CONTAMINACION POR CEMENTO IDENTIFICACION *. Gran incremento del pH. *. Gran incremento de Pm. *. Alto contenido de Calcio en el filtrado. *. Altos valores de geles.
TRATAMIENTO *. Agregar Bicarbonato según sea necesario 0.000735 lpb por ppm de calcio. *. Utilizar dispersantes. *. Agregar agua si es necesario. *. Si la contaminacion es severa se debera cambiar a un lodo calino. 53
CONTAMINACION POR ANHIDRITA IDENTIFICACION *. Reduccion del pH. *. Reduccion de Pf y Mf. *. Incremento de Pm. *. Incremento de calcio en el filtrado.
TRATAMIENTO *. Tratar con Soda Ash según ppm de contaminante. *. Usar dispersantes. *. Agregar agua si es necesario. CONTAMINACION POR ALTA TEMPERATURA IDENTIFICACION *. Incremento del filtrado. *. Incremento del contenido de solidos. *. Disminucion del pH. *. Disminucion de la alcalinidad. TRATAMIENTO *. Agregar un estabilizador para altas temperaturas ( PTS 200, etc ). *. Incremento de la concentracion de dispersantes. *. Reducir al minimo la adicion de bentonita. Todas las contaminaciones normalmente incrementa la reologia en los lodos a base agua por lo que debe determinarse el ion contaminante a fin de no realizar tratamientos innecesarios e improductivos.
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APENDICE B
GLOSARIO DE TERMINOS Absorcion: Penetración de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido. Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos , que se mide por medio del pH. Acidez implica un pH inferior a 7.0 Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes. Aditivos para lodos: Cualquier material que se añade a un lodo para lograr un propósito determinado. Adsorción: Fenómeno de superficie exhibido por un sólido que le permite mantener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas sobre su superficie; esta propiedad es debida a la adhesión. Agente floculante: Sustancia,como la mayor parte de los electrolitos, polisacáridos, polímeros naturales o sintéticos , que causan aumento en la viscosidad de un lodo. Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales. Agregación: Formación de agregados.En los lodos, la agregación se produce cuando se acumulan plaquetas de arcilla, una arriba de otra, cara a cara. Agua connata: Agua salada que probablemente se depositó y quedo atrapada con depósitos sedimentarios ; esto la diferencia de las aguas migratorias que han entrado en los depósitos después que ellos se formaron. Agua intersticial: Agua contenida en los intersticios o espacios vacios una formación. Alcalí: Cualquier compuesto que tenga marcadas propiedades básicas. Alcalinidad: Poder de combinación de una base medido por el número máximo de equivalentes de un ácido con los que puede combinarse para formar una sal. En los análisis de agua , representa los carbonatos, bicarbonatos, hidróxidos , y ocasionalmente boratos, silicatos y fosfatos contenidos en el agua. Almidón: Grupo de hidratos de carbono que se encuentran en las células de muchas plantas. Análisis de lodo: Prueba que se realiza a un lodo para determinar sus propiedades y sus condiciones físico-químicas. Anhidro: Sin agua. Anión: Atomo o radical negativamente cargado en solución de un electrolito. Antiespumante: Sustancia que se emplea para impedir la espuma mediante la disminucion de la tensión superficial. Anular: Espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo revestimiento. Arcilla: Dícese de aquella materia plástica , blanda , de varios colores, generalmente compuesta por silicato de aluminio , formada por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Arcillas nativas: Son arcillas que se encuentran al perforar diversas formaciones. Arena: Material granular suelto , resultante de la desintegración de las rocas. Está formado fundamentalmente por sílice. Atapulgita: Arcilla coloidal compuesta por silicato hidratado de aluminio y magnesio utilizada
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en agua salada. Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la densidad de los lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color gris, blanco ,verdoso y/o rojizo, y en estructuras masivas de cristal. Barril: Unidad volumétrica de medida empleada en la industria petrolera. Equivale a 42 galones. Barril equivalente: Unidad de laboratorio empleada para la evaluación o pruebas del lodo. Un gramo de material, cuando se añade a 350 cc de lodo, equivale a la adición de una libra de material a un barril (42 galones) de lodo. Base: Compuesto de un metal o un grupo metal-simil con hidrógeno y oxígeno en la proporción requerida para formar un radical OH- ,que se ioniza en soluciones acuosas produciendo un exceso de iones hidróxilos. Bentonita: Arcilla plástica, coloidal , constituida principalmente por Montmorillonita sódica, que es un silicato de aluminio hidratado. Bloqueo por agua: Reducción de la permeabilidad de la formación debido a la invasión de agua en los poros . La disminución en permeabilidad puede tener su origen en el hinchamiento de las arcillas o en algunos casos por el bloqueo capilar debido a fenomenos de tensión superficial. Catión: Partícula positivamente cargada en la solución de un electrolito que bajo la influencia de un potencial eléctrico , se moviliza hacia el cátodo (electrodo negativo). Caudal de circulación: Velocidad del flujo del lodo circulante, en volumen, que generalmente se expresa en galones o barriles por minuto. Cemento: Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce combinando cal y arcilla , con calor .Contiene aproximadamente 62.5 % de hidróxido de calcio, el cual es la fuente más importante de dificultades cuando el lodo es contaminado por cemento. Coagulación: En terminología de lodos, es un sinónimo de floculación. Coalescencia: Combinación de globulos de una emulsión causada por la atracción molecular de las superficies. Cohesión: Fuerza de atracción entre una misma clase de moléculas. Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en grandes moléculas individuales o en agregados de moléculas más pequeñas ,dispersadas en el grado que la grado que la fuerza de superficie se convierte en un factor importante para determinar sus propiedades . El tamaño de las partículas coloidales varian entre 0.001 a 0.005 micrones. Contaminación: Presencia en un lodo de cualquier sustancia extraña que puede tender a producir efectos nocivos en sus propiedades. Copolímero: Sustancia que se forma cuando dos o más sustancias se polimerizan al mismo tiempo, dando por resultado un producto que no es una mezcla de polímeros individuales sino un complejo que tiene propiedades diferentes de cada polímero que lo componen. Daño a la formación: Daño a la productividad de una formación como resultado de la invasión a la misma de fluido o partículas provenientes del lodo y / o formaciones adyacentes. Descomposición térmica: Descomposición química de un compuesto por la temperatura en sustancias más simples o en sus elementos constitutivos. Defloculación: Destrucción de las estructuras gelificadas (floculadas) por medio de dispersante. Deshidratación: Acción de perder un compuesto el agua libre que contiene o el agua de mezcla. Dispersante: Toda sustancia química que promueve la dispersión de la fase dispersa. Dureza del agua: Dícese del contenido de calcio y magnesio en el agua. Electrolito: Sustancia que se disocia en iones cargados, positivos y negativos, cuando está en solución y que conduce una corriente eléctrica Extendedor de arcilla: Sustancias,generalmente compuestos orgánicos de alto peso molecular,que cuando se añade a bajas concentraciones a la bentonita ejercen un efecto viscosificante. Falla: Término geológico que significa ruptura de la formación, hacia arriba o hacia abajo, en los estratos subterraneos. Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. Floculación: Asociación de partículas sin gran cohesión, en grupos ligeramente unidos por fuerzas electrolíticas en geometría perpendicular de las partículas.
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Gelación: Asociación de partículas para formar una estructura continua. Gumbo: Cualquier formación de consistencia pegajosa , como las arcillas encontradas en la perforación de sedimentos marinos. Hidratación: Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de absorción y / o adsorción. Hidrólisis: Reacción de una sal con agua para formar un ácido y una base. Hidróxido: Compuestos básicos que contienen el radical OHHumectación: Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. Lutitas: Arcilla de origen rocoso,finamente granular, con clivaje tipo pizarra, que es una sustancia orgánica parecida al petróleo. Micrón: Unidad de longitud igual a la millonésima parte de un metro. Molécula: Unión de dos o más átomos. Orogénesis: Movimientos tectónicos que originan los relieves. Permeabilidad: Propiedad de los materiales a ser atravesados por fluidos. Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas iguales, unidas extremo con extremo,dando por resultado una sustancia que posee los mismos elementos en la misma proporción que las moléculas originales, pero de mayor peso molecular y con diferentes propiedades físicas. Porosidad: Espacio vacio en una roca de formación , que usualmente se expresa como el porcentaje de espacio vacio por el volumen total. Porosidad efectiva: Cantidad de espacios porales interconectados entre si. Reología: Ciencia que se ocupa de la deformación y el flujo de fluidos. Revoque: Material sólido depositado sobre la pared del pozo. Sensibilidad de la formación: Tendencia de ciertas formaciones productoras a reaccionar adversamente con los fluidos invasores. Tension interfacial: Fuerza requerida para romper la superficie entre dos líquidos inmiscibles entre sí. Tension superficial: Fuerza que actúa en la interfase entre un líquido y su propio vapor, y que tiende a mantener el área de esa superficie en un mínimo. Titulación: Método para la determinación de la cantidad de alguna sustancia en una solución; para ello se emplea un procedimiento basado en el uso de otra solución llamada solucion estandar. Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una fuerza gelificante cuando se encuentra en reposo , pero que se convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica. Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido a atracciones entre moléculas. Zona productora: Parte de la formación penetrada que contiene petróleo o gas en cantidades aprovechables comercialmente.
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APENDICE C
TECNICAS DE DISPOSICION DE CORTES Los fluidos de perforación son generalmente una lechada de arcilla en agua o aceite a las que se le añaden varios aditivos para controlar sus propiedades básicas como son densidad, viscosidad y filtración. Durante la perforación, el lodo es contaminado continuamente por la incorporación de sólidos , tantos los provenientes del hoyo como los coloidales generados por la degradación de los densificantes. Sin embargo la contaminación más grave es ocasionada por los sólidos perforados. El contenido y tipos de sólidos presentes en el fluido de perforación ejercen una gran influencia sobre las propiedades y costos de tratamiento del lodo, afectando además la tasa de penetración , e incrementando las posibilidades de atascamiento diferencial y perdidas de circulación inducidas. Las compañías de fluidos de perforación han desarrollado y suministran productos nuevos de baja toxicidad con miras a reducir el impacto ambiental y los problemas operacionales tales como : torque excesivo y fricción de arrastre, corrosión , ataque bacteriano. Los lubricantes a base de petróleo han sido reemplazados por glicoles de baja toxicidad, esteres e hidrocarburos sintéticos. El alcohol y los antiespumantes a base de petróleo han dado paso a los poliglicoles, los cromatos son evitados como inhibidores de corrosión. Los compuestos que no contienen formaldehído se han reemplazado con mayor aceptabilidad por los bactericidas. Entre el efecto que tienen algunos compuestos de los fluidos de perforación sobre el medio ambiente tenemos: El Cloruro de potasio es añadido a algunos fluidos de perforación para inhibir la hidratación de las lutitas. El acetato de potasio o el carbonato de potasio son sustitutos aceptables en las mayorías de las situaciones. Los compuestos de sales pueden inhibir el crecimiento de las plantas interfiriendo en su capacidad de absorber agua. Los metales pesados presentes en los aditivos químicos , tanto de los productos como de las formaciones , tienen la tendencia a reaccionar con los sólidos y arcillas de perforación y no son muy movibles en el ambiente, no se biodegradan ( son bio-acumulativos ) y pueden pasar a la cadena alimenticia causando problemas de salud , tales como defectos de nacimiento. Otros productos de interés , que están presentes en los efluentes de perforación son los Lignosulfonatos y lignitos empleados como defloculantes. Estas sustancias provienen de la madera y la pulpa de papel y están constituidos por grandes moléculas orgánicas aromáticas unidas con grupos hidroxi-carboxílicos. Estas condiciones le permiten pasar a la fase acuosa y por lo tanto estar presentes en los afluentes de proceso de perforación.
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Los desperdicios orgánicos a menudo son sumamente dañinos para el medio. Este tipo de desperdicios pueden ser tan sencillos como los desperdicios humanos y animales que aumentan la carga de demanda de oxigeno , o complejos como desperdicios industriales, tales como los hidrocarburos, sus derivados u otros productos especiales. La toxicidad puede ser aguda o puede ser bioaculumativo, causar cáncer o defectos congénitos en animales y el ser humano. Los materiales orgánicos son sumamente movibles y pueden viajar a través del aire y del agua aumentando de esta forma su área de impacto. Los ácidos y las bases pueden cambiar el pH dañando plantas y matando animales. El desecho inapropiado de efluentes líquidos o sólidos con unidades de pH fuera del rango recomendado pueden interrumpir inmediatamente el ecosistema de las sabanas. Esto puede ser evitado planeando adecuadamente la utilización de los productos y técnicas de tratamiento antes de ser estos descartados. El total de sólidos en suspensión pueden causar daños mediante la reducción de la cantidad y calidad de la luz disponible necesaria para el crecimiento de las plantas. Esta carga adicional también afecta la fauna debido a la toxicidad mecánica, es decir, la fatiga o revestimiento de los órganos respiratorios. La cantidad aumentada de sólidos en suspensión contiene fracciones orgánicas que a medida que se degradan empobrecen de oxigeno las aguas circundantes. En la siguiente tabla se describen los principales componentes de los fluidos de perforación. PRINCIPALES COMPONENTES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION DENSIFICANTE
VISCOSIFICANTE FASE CONTINUA CONTROLADOR DE PH AGENTES DIPERSANTES OTROS (REDUCTORES DE FILTRACION, ANTICORROSIVOS, LUBRICANTES, EMULSIFICANTES, ANTIESPUMANTES, BACTERICIDAS )
BARITA (SULFATO DE BARIO), OXIDO DE HIERRO, COMPUESTOS DE PLOMO, HEMATITA ARCILLA , BENTONITA, FIBRAS DE AMIANTO, CMC AGUA , GAS OIL, ACEITES MINERALES CAL, SODA CAUSTICA LIGNOSULFONATOS, LIGNITOS, TANINOS ALMIDON, CMC, POLIMEROS, AMINAS, EMULSIFICANTES, HUMECTANTES, FORMALDEHIDO
Una de las funciones básicas de los fluidos de perforación es extraer los cortes de perforación desde el fondo de pozo y conducirlo hasta la superficie. Una vez en superficie son tratados en equipos especiales para eliminar los sólidos gruesos y mediano ( > 74 micrones ) , permitiendo la recirculación al pozo del lodo tratado. A medida que progresa la perforación se generan sólidos coloidales los cuales generan incremento de las propiedades reológicas por lo que es de suma importancia un buen equipo de control de sólidos a fin de evitar altas diluciones que implican mayor volúmenes de efluentes líquidos sobre todo en los hoyos de 26 y 17 ½ pulgadas. La composición de estos fluidos dependen de los aditivos químicos empleados en la formulación de los mismos. En la siguiente tabla se presenta la composición química de los aditivos de mayor uso en los fluidos de perforación.
Nombre genérico BARITA BENTONITA SODA CAUSTICA CAL VIVA CAL HIDRATADA BICARBONATO DE SODIO CLORURO DE CALCIO LIGNITO LIGNOSULFONATO
Composición química SULFATO DE BARIO, HIERRO , SILICE ALUMINIO, OXIDO DE MAGNESIO, CALCIO , SODIO NaOH CaO Ca(OH)2 NaHCO3 CaCl2 LEONARDINA, COMPUESTOS DE CARBONO, ACIDO HUMICO LIGNINA, CROMO , HIERRO 59
DETERGENTE LIGNITO AMINO LUBRICANTE HUMECTANTE ARCILLA ORGANOFILICA EMULSIFICANTE CARBONATO DE CALCIO ASFALTO POLIMEROS ( CMC, PHPA,ETC)
ALCOHOL, JABON SODICO MEZCLA DE LIGNITO CON SALES DE AMONIO MEZCLA DE AMINOACIDOS CON ACEITE SULFURIZADO ACIDO GRASO CON AMINA, METANOL SODIO, CALCIO, SALES DE AMONIO, SILICA ACIDO GRASO, AMINA, METANOL NAFTA CaCO3 ASFALTO SOPLADO CARBOXIMETILCELULOSA POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA
Todos estos compuestos químicos presentes en los fluidos de perforación a pesar de ser de utilidad en los fluidos de perforación una vez que son desechados se convierten en agentes contaminantes por lo que son requeridos de ciertos procesos de tratamientos a fin de minimizar la influencia de los efluentes de perforación en el medio. En todos los casos la disposición de los desechos se hace de acuerdo a las limitaciones establecidas en la ley penal del ambiente dependiendo de la tecnología que se adapte mejor a la operación de perforación. Entre estos métodos de disposición de efluentes y cortes se encuentran: BIODEGRADACION Es utilizada para remover hidrocarburos de desechos de perforación. Este proceso utiliza bacterias sintéticas para degradar los hidrocarburos de los desechos. Cuando el % de aceite y grasa han sido reducidos al nivel deseado, los sólidos son removidos y solidificados previniendo la migración de sales y metales pesados ( Lixiviación ). Desecho con aceiteAguaBacteriasBiodegradaciónSólidos solidificados. El proceso de degradación biológica puede ser adaptado al campo, pero es un proceso lento, el cual puede tomar varios meses para que las bacterias reduzcan el contenido de aceite a un nivel aceptable. Las bacterias pierden su efectividad en presencia de sales y metales pesados, por lo tanto no puede ser aplicado en presencia de alto contenido de estos contaminantes. RELLENO AGRICOLA Proceso dinámico, que envuelve la aplicación controlada de desechos de perforación no tóxicos directamente a la superficie del suelo, acompañada por el manejo para alterar el estado químico y biológico del desecho. El sitio, tierra, clima y actividad biológica interactuan como un sistema para degradar e inmovilizar los ingredientes del desecho. Este es un método comúnmente utilizado para el tratamiento de desechos municipales y desechos industriales no peligrosos. DesechoAplicación al sueloLabradoDegradación Química y físicaProducto ( Abono ). Los desechos no recomendados para este método son : Fluidos a base aceite. Fluidos base agua de alta densidad. Fluidos con alto contenido de sales. ZONA DE DESCARTE
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Este proceso incluye el transporte de todo el desecho a una zona asegurada, asignada por el gobierno o estado, donde el desecho es procesado para remover la parte liquida y la parte sólida es enterrada. DesechoTransporte a zona privadaSeparación de fase liquida y sólidaSólido a enterrar. Este método esta siendo eliminado debido a problemas futuros de limpieza. INCENERACION Este método solo representa un paso de procesamiento puesto que después de aplicado el proceso, es necesario disponer de los residuos sólidos o líquidos en rellenos sanitarios químicos o mediante otro tipo de método de disposición final. Este método presenta las siguientes ventajas: reducción de volumen y mitigación del impacto ambiental y entre las desventajas de este sistema se encuentran : Incumplimiento de normas, altos costos , impactos ambientales , etc. DesechoHorno rotatorioOxidadorLavador de GasFiltro especialVentilados Sólidos Secos. INYECCION ANULAR Originalmente el lodo era bombeado dentro del espacio anular del pozo para una disposición permanente estando aisladas las zonas de acuíferos por revestidores y cemento. La inyección anular en la mayoría de los casos no deja rastros al equipo y reduce gradualmente el potencial de superficie. Este método a veces no puede ser usado debido a las formaciones de pozos profundos o regulaciones por el MARNR. Relativamente pocos pozos han sido usados como inyectores pero esta técnica esta ganando popularidad. La utilización de esta tecnología depende de conseguir una formación que pueda aceptar el volumen de materiales que se requiere descartar. Los errores y problemas presentados empleando mal esta técnica incluyen tubos de revestimiento dañados o colapsados, contaminación de fuentes de aguas subterráneas y zonas con sobrepresión para operaciones de perforación subsecuentes. SOLIDIFICACION DE LOS DESECHOS El proceso consiste en mezclar los desechos de perforación con el material de cementación, produciendo entre ambos una reacción química pozolónica, en la que el desecho se estabiliza convirtiéndose en algo parecido al clinker. Por este método se puede procesar 5 m3 de material/hora. El desecho y el material de cementación se mezclan en una proporción de ½ bbl de material cementante por cada barril de desecho. El producto final se puede procesar de diferentes maneras. *-Llenar la fosa de desechos secos y tapar. *-Transportar a otros sitios. *-Utilizarlo para construir caminos y/o carreteras. El producto final de este proceso es inerte, estable, insoluble y no se altera con el agua ni la humedad. Su principal desventaja es la acumulación de grandes cantidades de desechos ya estabilizados y procesados. Esta medida requiere de equipos mecánicos y de cementación química. Los materiales comunes de cementación incluyen “ Fly Ash “, “ Kiln Dust “ y Cemento. Los sólidos curados , los cuales han pasado las pruebas de lixiviación, pueden ser enterrados en locación o ser transportados fuera para su disposición. El agua puede ser dispuesta de acuerdo a limitaciones impuestas por la ley penal del ambiente. Por medio de este método se pueden tratar sólidos de base aceite y agua. Mediante el se transforman los descartes líquidos aceitosos en un material sólido eliminando la filtración del liquido al subsuelo. OZONIFICACION Y BIODEGRADACION Este proceso de tratamiento integral para el manejo de fosas de perforación incluye la utilización de gas ionizado para las agua contaminadas y el uso de técnicas de biodegradación para la remoción de contaminantes en los lodos y otros desechos sólidos contenidos en las fosas.
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El tratamiento de las aguas por ozono, se basa en las propiedades de este elemento como agente oxidante limpio, de cuya aplicación se obtienen como subproductos vapor de agua y CO2 , los cuales pueden ser absorbidos por la atmósfera . Igualmente el ozono puede aplicarse a los lodos de perforación antes de disponer de estos en las fosas, minimizando con ello su grado de toxicidad. Estudios realizados por la Universidad Central de Venezuela han demostrado que el uso de ozono en el tratamiento del agua permite la eliminación de metales pesados por precipitación, disminuyendo el uso de cloruro y la formación de compuestos no deseables, ya que por el contrario, el ozono esta asociado a la formación de productos de alto valor agregado y combinado con la floculación mejora considerablemente el proceso de microfloculación. Por otra parte la biodegradación de lodos y otros desechos sólidos contenidos en la fosa se basa en la utilización de bacterias biodegradadoras caracterizada por su tamaño microscópico, resistencia a los cambios drásticos de presión , temperatura y pH, tolerancia a los cambios de salinidad y compuestos orgánicos y alta capacidad de mejoramiento de crudos biodegradables. Estas bacterias se aplicarían para la remoción de compuestos tóxicos y biodegradación de hidrocarburos saturados, crudos pesados y lodos a base aceite. SISTEMAS DE LAVADO DE CORTES. El lavado de cortes es un proceso utilizado en sistema base aceite para remover el aceite libre de los ripios. El proceso consiste de un solvente o solución de lavado y un mezclador. La solución de lavado es reutilizada hasta saturarse y es entonces desechada de acuerdo a las regulaciones. Este método es también utilizado para el lavado de tierras contaminadas con hidrocarburos, cloruros y metales pesados para reducir las concentraciones de estos contaminantes. Desecho Lavado de cortes reduce el contenido de aceite , metales y cloruros Desecho final tratado ( Ambiente, Relleno agrícola, etc. )
REGLAMENTOS QUE RIGEN LA DISPOSICION DE CORTES EN LA REGION.
Desde sus orígenes, el desarrollo de los procesos industriales ha involucrado el mayor o menor grado de intervención y cambios del entorno. Específicamente el tratamiento de los desechos sólidos y líquidos representa un problema para la industria en general, debido a las consecuencias ambientales asociadas a la generación de tales desechos y la dificultad técnica y económica que significa la recuperación de los medios afectados. Como respuesta a esta situación, a nivel mundial, se han establecido normas técnicas legales dirigidas a regular la generación, control y disposición de los desechos industriales con el propósito de minimizar sus efectos sobre el ambiente. En Venezuela , el problema de la degradación del ambiente se comienza a afrontar con la promulgación de la ley de la tala y la quema. En el año de 1910 se sanciona la primera ley de bosques , aunado a esto la Constitución Nacional expresa en su artículo 106 que el estado debe atender la defensa , mejoramiento y conservación de los recursos naturales y que la explotación de los mismos estará dirigida al beneficio colectivo de los Venezolanos. Posteriormente en 1966 surge la ley Forestal de suelos y aguas. Prácticamente en 1976 se establece un verdadero derecho ambiental, al entrar en vigencia la Ley Orgánica del Ambiente , la cual declara de utilidad publica la conservación, defensa y mejoramiento del ambiente, en beneficio de la calidad de vida de la población y en su artículo 36 expresa textualmente: La necesidad de promulgarse una Ley Penal del Ambiente. En 1983 se promulga la Ley Orgánica de la Ordenación del Territorio , la cual tiene Status de ley para cada estado y en el caso especifico del estado Monagas esta establecido el decreto 1800 sobre desechos tóxicos y peligrosos , así como la resolución 31 sobre el manejo de efluentes. Las sanciones penales alcanzadas hasta el año 1983 no tenían ningún valor disuasivo, pues en general las multas aplicadas eran muy inferiores al beneficio obtenido por el infractor. Con el objeto de desarrollar la normativa en materia ambiental , el 2 de enero de 1992 se promulga la Ley Penal del Ambiente, pero sólo es el 3 de abril de ese mismo año, cuando entra en vigencia y establece en su artículo 1 tres objetivos primordiales a saber : Tipificar 62
como delitos los hechos que violen las disposiciones ambientales , establecer las sanciones a personas naturales y jurídicas y determinar las medidas precautelativas de restitución y reparación de los daños al ambiente. La Ley considera como delito ambiental todo hecho violatorio a las normas de conservación, defensa y mejoramiento del ambiente y establece 35 tipos de delitos ambientales, los cuales se clasifican según el problema a que se refiere. Así los hay referidos a aguas , suelos , aire , desechos, etc. En relación a los tipos de sanciones aplicables a delitos ambientales la ley establece tres tipos : Penales , Administrativos y Civiles . Los penales son los establecidas por esta ley y sancionadas por un tribunal judicial, los administrativos son establecidas por un organismo de la administración publica ( Ministerio del ambiente ) , mediante providencias administrativas y los civiles son establecidos por un tribunal civil cuando se trata de prejuicios cometidos a terceros, las sanciones se aplican tanto a personas naturales como jurídicas. Para su aplicación la ley requiere de normas técnicas complementarias para poder determinar la conducta castigable del infractor y el 18 de diciembre de 1995 fueron revisados en un número extraordinario de la Gaceta Oficial , las 17 normas técnicas que regulan las principales actividades ( artículo 8 ) , definen los limites de agresiones permitidas al ambiente mediante parámetros y define los procedimientos a seguir en el desarrollo de la actividad regulada. Se establece en las normas técnicas que aquellas actividades que no cumplen con las normas requieren de autorización provisional condicionada ( Norma que regula la descarga de vertidos líquidos a cuerpos de agua . Decreto 883 ). Así mismo, una vez cumplidos los plazos y condiciones , se otorgará por dos o tres años , renovables según justificación. Como base legal se tomaran las normas técnicas aplicadas en el área del Norte de Monagas, a saber : Decreto 2211 referido al control de la generación y manejo de desechos peligrosos y el decreto 883 sobre normas para regular la descarga de vertidos líquidos a los cuerpos de agua. La ley penal tiene por objeto tipificar como delitos aquellos hechos que violan las disposiciones relativas a la conservación , defensa y mejoramiento del ambiente, y establecer las sanciones penales correspondientes. Las sanciones pueden ser principales o accesorias, las cuales están definidas en los artículos 5ª y 6ª de la ley penal del ambiente, asimismo provee medidas precautelativas, de restitución y de reparación a que haya lugar. A continuación se citan algunos delitos: Vertidos ilícitos: Revisar materiales no biodegradables , sustancias , agentes biológicos o bioquímicos , afluentes o aguas residuales no tratadas según disposiciones técnicas legales , objetos o desechos de cualquier naturaleza, etc. Alteración térmica: Vertidos de aguas utilizadas para el enfriamiento de maquinaria o plantas industriales. Permisos o autorizaciones ilícitas : Permisos que contravienen los planes de ordenación y las normas técnicas. Degradación de suelos, topografía y paisaje: Se refiere principalmente a degradación y las normas técnicas. Contaminación de aguas subterráneas : Se refiere a daños, contaminación o alteración de agua subterráneas o las fuentes de agua minerales. Emisión de gases:
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El que emita o permita emisión de gases de cualquier naturaleza, en cantidades capaces de envenenar , deteriorar o contaminar la atmósfera.
Los limites permisibles para desechos efluente a las sabanas son según estas normativas: LIMITES PERMISIBLES PARA DESECHOS EFLUENTES A LAS SABANAS PARAMETROS FISICOS – QUIMICOS ACEITE MINERAL E HIDROCARBUROS ACEITES Y GRASAS VEGETALES Y ANIMALES ALKIL, MERCURIO ALDEHIDOS ALUMINIO TOTAL ARSENICO TOTAL BARIO TOTAL BORO CADMIO TOTAL CIANURO TOTAL CLORUROS COBALTO TOTAL COBRE TOTAL COLOR REAL CROMO TOTAL PARAMETROS FISICOS – QUIMICOS DEMANDA BIOQUIMICA DE OXIGENO ( DBO 5,20 ) DEMANDA QUIMICA DE OXIGO ( DQO ) DETERGENTES
LIMITES MAXIMOS O RANGOS 20 mg/lt 20 mg/lt no detectable 2,0 mg/lt 5,0 mg/lt 0,5 mg/lt 5,0 mg/lt 5,0 mg/lt 0,2 mg/lt 0,2 mg/lt 1000 mg/lt 0,5 mg/lt 1,0 mg/lt 500 unidades de pt-co 2,0 mg/lt LIMITES MAXIMOS O RANGOS 60 mg/lt 350 mg/lt 2,0 mg/lt
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DISPERSANTES ESPUMA ESTAÑO FENOLES FLORUROS FOSFORO TOTAL HIERRO TOTAL MAGNESIO TOTAL MERCURIO TOTAL NITROGENO TOTAL NITRITOS Y NITRATOS PH PLATA TOTAL PLOMO TOTAL SELENIO SOLIDOS FLOTANTE SOLIDOS SUSPENDIDOS SOLIDOS SEDIMENTALES SULFATOS SULFITOS SULFUROS ZINC ORGANOS FOSFORADOS Y CARBONATOS ORGANOS CLORADOS ACTIVIDAD A ACTIVIDAD B
2,0 mg/lt ausente 5,0 mg/lt 0,5 mg/lt 5,0 mg/lt 10,0 mg/lt 10,0 mg/lt 2,0 mg/lt 0,01 mg/lt 40,0 mg/lt 10,0 mg/lt 6-9 0,1 mg/lt 0,5 mg/lt 0,05 mg/lt ausentes 80,0 mg/lt 1,0 mg/lt 1000 mg/lt 2,0 mg/lt 0,5 mg/lt 5,0 mg/lt 0,25 mg/lt 0,05 mg/lt Máximo 0,1 mg/lt Máximo 0,1 mg/lt
En cuanto a la regulación ambiental que rige un pozo petrolero en primer lugar se debe seleccionar mediante estudios de geología y otros, el sitio para construir la localización. También se deben evaluar los potenciales de la zona y determinar con exactitud las actividades y como afectarían el medio. Antes de proceder a perforar un pozo petrolero, el departamento responsable debe evaluar todas aquellas actividades capaces de ocasionar contaminación de suelos, aire, flora y fauna y presentar ante el MARNR un plan de emergencia y contingencia orientado a prevenir, controlar y corregir daños ambientales, así como plan de inspecciones ambientales con los especialistas que dicho ministerio designe. Se debe poseer la autorización para la ocupación del territorio y el permiso de afectación de los recursos naturales, los cuales deben colocarse en un lugar visible en el área de trabajo. Una vez autorizada la actividad, los responsables deberán presentar la caracterización de sus afluentes , según el artículo 26 capitulo IV del decreto Nª 883. Estos análisis deben realizarse en laboratorios registrados en el M.A.R.N.R para efectuar la captaciòn y análisis de las muestras de los vertidos, bajo las condiciones establecidas en los párrafos segundo y tercero de el artículo 41 del decreto Nª 883. Los desechos provenientes de la extracción de hidrocarburos, son considerados desechos peligrosos según lo establecido en el decreto Nª 2211, titulo I, Artículo 3ª. Estos pueden incidir en daños a la salud y al ambiente y de los recursos naturales renovables. Según el artículo 3 del capitulo II decreto Nª 883, las agua manejadas durante las operaciones de perforación pueden ser clasificadas como: Tipo 1, Sub - Tipo 1A: Aguas condicionadas por medio de tratamientos convencionales de coagulación, floculación, sedimentación, filtración y cloración. Tipo 2, Sub - Tipo 2B: Aguas para cualquier tipo de cultivo y para uso pecuario.
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Además debemos considerar las normas establecidas en la sección II , Artículo 10, para la descarga de cuerpos de agua , ya que muchas de las zonas donde se ubican los pozos de perforación están bajo régimen A.B.R.A.E. A continuación se citan algunas disposiciones de carácter ambiental que regulan la perforación de un pozo petrolero , contenidas en los decretos Nª 2211, 2216, 2217 y 883. Almacenamiento , tratamiento y disposición de desechos peligrosos. Por estar catalogado como peligrosos, los desechos provenientes de la extracción de hidrocarburos, el sitio seleccionado para almacenamiento, tratamiento y disposición temporal o final, deberá tener la respectiva aprobación o autorización administrativa para la ocupación del territorio, de conformidad con lo establecido en los artículos 49 ª y 53 ª de la ley orgánica para la ordenación del territorio. Las fosas destinadas para la disposición de los desechos líquidos , sólidos y semisólidos procedentes del pozo en perforación, deben tener el fondo y paredes impermeabilizadas o con la compactación necesaria, para que no se produzcan rupturas que puedan provocar perforaciones o fugas de líquidos. Los efluentes deben ser separados en sus distintos componentes, hidrocarburos, agua y lodos a base aceite. Los hidrocarburos y los lodos a base aceite deben ser manejados de acuerdo al decreto Nª 2211, relacionado con desechos peligrosos. La fase acuosa contenida en la fosa deberá ser caracterizada y tratada en el caso de ser necesario, disponer según lo establecido en el decreto Nª 883 o usarla de acuerdo al reglamento parcial Nª 4 de la ley orgánica del ambiente. Los desechos contaminados con productos químicos utilizados en la preparación de lodos de perforación ( bolsas, sacos, recipientes, etc. ) filtros de aceite desechados, recipientes con lubricantes desechados, mopas y trapos utilizados en el mantenimiento y limpieza de las maquinarias y cualquier otro desecho que haya tenido contacto con químicos o hidrocarburos deberían ser manejados como desechos peligrosos , según lo establecido en el decreto Nª 2211. Se deben adoptar medidas tendientes a minimizar la cantidad de desechos generados. Debe suministrarse a las empresas contratistas encargadas de manejar los desechos, la información necesaria para que esta se realice en forma segura, evitándose derrames, filtraciones o fugas. Informar a la directiva regional del MARNR sobre la caracterización de los líquidos contenidos en la fosa de desechos, antes y después del tratamiento realizado y solicitar autorización para la disposición de estos líquidos.
Las concentraciones máximas permisibles de contaminante en los desechos para decidir su disposición final se establecen en el articulo 4ª del decreto Nª 2211. La toma de la muestra debe realizarse de acuerdo a los procedimientos descritos en el libro “ Standard Methods for Examination of Water and Wastewater “ o por los métodos establecidos en las normas conveniente equivalente. La determinación de los parámetros en la muestra deben ser realizados sólo en laboratorios registrados y autorizados por el MARNR. Almacenamiento y disposición de desechos no peligrosos. La basura domestica debe ser utilizada, almacenada, recolectada, transportada y dispuesta en un sitio autorizado para tal fin ( relleno sanitario ) , evitándose así su dispersión dentro o fuera del área de trabajo. Esta prohibida la quema de desechos sólidos no peligrosos a campo abierto. Todo sitio donde hayan dispuestos desechos sólidos no peligrosos en forma inapropiada y no autorizada deberá ser objeto de saneamiento y recuperación. Se utilizaran letrinas portátiles o construcciones de sépticos para la disposición de las aguas negras generadas por el personal que labora en el taladro. A estas letrinas o sépticos debe hacérseles mantenimiento periódicamente mediante el uso de Vaccums, las agua negras deben ser dispuestas en una planta de tratamiento o laguna de oxidación cercana. Descargas de vertidos líquidos.
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Debe solicitarse al MARNR, la inspección conjunta para la toma de muestra de los líquidos a caracterizar. Esta prohibido descargar o infiltrar en el suelo o subsuelo aguas residuales que no cumplan con los limites establecidos en el artículo 16ª , capitulo II, del decreto Nª 883. Se deben desarrollar todas los operaciones necesarias para mantener los vertidos por debajo de los limites permisibles. Esta prohibido la dilución de los efluentes con agua limpia, la descarga de desechos sólidos a cuerpos de aguas y el uso de sistemas de drenajes. Fosas selladas y suelos recuperados. En el presupuesto de perforación de un pozo petrolero debe estar incluido : la caracterización y tratamiento de los desechos líquidos y semisólidos, el tapado de las fosas y recuperación de los suelos. En caso de que se requiera material de préstamo para cubrir las fosas , debe cumplirse con lo establecido en el decreto Nª 2219 , referido a la exploración y explotación de minerales no metálicos. Se recomienda utilizar en el área superficial , una vez tapada la fosa, las tierras producto de la remoción para la construcción de terraplenes y otras facilidades de la localización , siempre que estas tengan un alto o mediano contenido orgánico. Los trabajos de repoblación de vegetación deberán hacerse con especies autóctonas del área y tener un plan de mantenimiento para asegurar su desarrollo.
APENDICE D
PREPARACION Y MANEJO DE SALMUERAS
A continuación se describen algunas las tablas utilizadas para la preparación de los fluidos HEVIWATER :
TABLA 1 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON CLORURO DE SODIO ( 8.4 A 10.0 LPG ) UTILIZANDO SAL GRANULADA 100 %( D44 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F
CANTIDAD DE AGUA BBL
NACL ( D44 ) LBS
NACL % EN PESO
8.4 8.5 8.6 8.7
0.998 0.993 0.986 0.981
4 9 16 22
1.1 2.5 4.4 6.0
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 31 29 27 26
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8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0
0.976 0.969 0.962 0.955 0.948 0.940 0.933 0.926 0.919 0.910 0.902 0.895 0.888
28 35 41 47 54 61 68 74 81 88 95 102 109
7.6 9.4 10.8 12.3 14.0 15.6 17.2 18.5 20.0 21.6 23.1 24.5 25.9
24 22 19 17 14 11 9 6 3 -1 -5 5 25
TABLA 2 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON CLORURO DE POTASIO ( 8.4 A 9.7 LPG ) UTILIZANDO KCL (100 % PURO ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA EN LPG A 70 º F 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9..7
AGUA BBLS 0.995 0.986 0.976 0.969 0.960 0.950 0.943 0.933 0.924 0.917 0.907 0.898 0.890 0.881
KCL ( 100 % ) LBS 4.0 11.6 18.9 26.1 33.4 40.7 47.6 55.2 62.4 69.7 76.9 84.2 91.5 98.7
PUNTO DE CRISTALIZACION º F 31 29 28 26 25 23 22 20 18 16 14 18 40 60
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TABLA 3 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON BROMURO DE SODIO ( 8.4 A 12.7 LPG ) UTILIZANDO NaBr (95 % PURO ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA EN LPG A 70 º F 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5
AGUA BBLS
NaBr ( 95 % ) LBS
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION º F
0.999 0.996 0.992 0.989 0.984 0.979 0.975 0.970 0.966 0.961 0.956 0.950
2.1 7.6 13.7 19.2 25.0 31.0 36.7 42.6 48.3 54.2 60.2 66.4
31 30 29 29 28 26 25 24 23 22 21 20
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9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6 11.7 11.8 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5 12.6 12.7
0.946 0.941 0.937 0.933 0.927 0.923 0.918 0.914 0.910 0.905 0.900 0.895 0.891 0.886 0.882 0.877 0.872 0.867 0.862 0.857 0.853 0.847 0.844 0.839 0.834 0.831 0.825 0.823 0.816 0.812 0.807 0.804
72.0 77.9 83.6 89.2 95.4 101.1 107.1 112.6 118.2 124.1 130.2 136.0 141.7 147.6 153.3 159.2 165.1 171.1 177.0 183.0 188.6 194.8 200.2 206.0 212.0 217.3 223.6 228.5 235.1 240.7 246.7 252.0
19 18 16 15 14 12 11 10 8 6 5 4 2 0 -2 -3 -5 -7 -9 -11 -14 -16 -19 -10 6 14 27 34 43 50 57 63
TABLA 4 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 8.4 A 11.6 LPG ) UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) Ó 38 % CLORURO DE CALCIO LIQUIDO ( S53 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F
AGUA BBLS
S2 LBS
8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4
0.998 0.995 0.992 0.989 0.986 0.983 0.980 0.975 0.970 0.965 0.959
3.80 9.00 14.3 19.5 24.8 30.0 35.3 41.2 47.2 53.2 59.1
AGUA S53 BBLS BBLS
0.975 0.945 0.914 0.882 0.852 0.820 0.790 0.757 0.727 0.699 0.666
0.025 0.055 0.086 0.118 0.148 0.180 0.210 0.243 0.273 0.301 0.334
CACL2 % EN PESO
1.0 2.4 3.8 5.0 6.4 7.6 8.8 10.3 11.6 12.6 14.2
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 31 30 28 26 25 23 21 19 17 15 12
70
9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6
0.954 0.949 0.944 0.940 0.934 0.929 0.924 0.919 0.914 0.909 0.904 0.899 0.894 0.889 0.884 0.879 0.873 0.866 0.860 0.854 0.848 0.842
65.1 71.1 77.0 83.0 89.0 94.9 101.0 107.0 113.0 119.0 125.0 131.0 137.0 143.0 149.0 155.0 161.0 167.0 174.0 180.0 186.0 193.0
0.635 0.606 0.576 0.545 0.514 0.484 0.452 0.422 0.381 0.361 0.330 0.300 0.270 0.240 0.210 0.180 0.150 0.120 0.090 0.060 0.030 0.000
0.365 0.394 0.424 0.455 0.486 0.516 0.548 0.578 0.619 0.639 0.670 0.700 0.730 0.760 0.790 0.820 0.850 0.880 0.910 0.940 0.970 1.000
15.5 16.7 18.0 19.2 20.3 21.5 22.6 23.8 24.8 25.8 27.1 27.9 29.0 29.9 30.9 31.9 32.8 33.7 34.8 35.9 36.6 37.6
9 6 3 0 -4 -8 -13 -18 -23 -29 -36 -43 -51 -59 -40 -22 -11 0 13 27 35 44
TABLA 5 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 11.7 A 15.1 LPG ) UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) Y CONCENTRADO DE BROMURO DE CALCIO ( S62) AL 95 % Ó UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) + FLUIDO WELL PACK ( S54 )( CaBr2 LIQUIDO DE 14.2 LPG ) Y CLORURO DE CALCIO LIQUIDO DE 11.6 LPG ( S53 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F 11.7
11.8 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3
AGUA BBLS
S2 LBS
S62 LBS
S54 LBS
S53 LBS
S2 LBS
0.831 0.826 0.822 0.817 0.812 0.807 0.803
192.3 189.8 187.3 184.7 182.2 179.7 177.1
8.50 16.9 25.4 33.8 42.3 50.7 59.2
0.025 0.051 0.056 0.102 0.127 0.152 0.178
0.971 0.943 0.914 0.886 0.857 0.829 0.800
2.9 6.1 9.1 12.1 15.2 18.2 21.2
TEMPERATIRA DE CRISTALIZACION ºF 45
51 52 54 55 55 56
71
12.4 12.5 12.6 12.7 12.8 12.9 13.0 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1
0.798 0.793 0.788 0.784 0.779 0.774 0.769 0.765 0.760 0.755 0.750 0.746 0.741 0.736 0.732 0.727 0.722 0.717 0.713 0.708 0.703 0.699 0.694 0.689 0.684 0.680 0.675 0.670
174.6 67.6 172.1 76.1 169.5 84.5 167.0 93.0 164.4 101.4 161.9 109.9 159.4 118.3 156.8 126.8 154.3 135.2 151.8 143.7 149.2 152.2 146.7 160.6 144.1 169.1 141.6 177.5 139.1 186.0 136.5 194.4 134.0 202.9 131.5 211.3 128.9 219.8 126.4 228.2 123.8 236.7 121.3 245.1 118.8 253.6 116.2 262.0 113.7 270.5 111.2 278.9 108.6 287.4 106.1 295.8
0.203 0.229 0.254 0.279 0.305 0.330 0.356 0.381 0.406 0.432 0.457 0.483 0.508 0.533 0.559 0.584 0.607 0.635 0.660 0.686 0.711 0.737 0.762 0.788 0.813 0.838 0.864 0.889
0.772 0.743 0.714 0.686 0.657 0.629 0.600 0.571 0.543 0.514 0.486 0.457 0.429 0.400 0.371 0.343 0.314 0.286 0.257 0.229 0.200 0.172 0.143 0.114 0.086 0.057 0.029 0.000
24.2 27.3 30.3 33.3 36.4 39.4 42.4 45.5 48.5 51.5 54.6 57.6 60.6 63.7 66.7 69.7 72.8 75.8 78.8 81.8 84.9 87.9 90.9 94.0 97.0 100.0 103.1 106.1
56 57 57 58 58 59 59 60 60 60 61 61 62 62 63 63 64 64 64 65 65 65 66 66 67 67 67 68
TABLA 6 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.0 A 19.2 LPG ) UTILIZANDO BROMURO DE ZINC / BROMURO DE CALCIO DE 19.2 LPG ( S61 ) + FLUIDO WELL PACK ( S54 ) (CaBr2 DE 14.2 LPG) CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6
S54 BBLS
S61 BBLS
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF
0.840 0.820 0.800 0.780 0.760 0.740 0.720
0.160 0.180 0.200 0.220 0.240 0.260 0.280
-22 -25 -27 -29 -32 -34 -35
72
15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2
0.700 0.680 0.660 0.640 0.620 0.600 0.580 0.560 0.540 0.520 0.500 0.480 0.460 0.440 0.420 0.400 0.380 0.360 0.340 0.320 0.300 0.280 0.260 0.240 0.220 0.200 0.180 0.160 0.140 0.120 0.100 0.080 0.060 0.040 0.020 0.000
0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560 0.580 0.600 0.620 0.640 0.660 0.680 0.700 0.720 0.740 0.760 0.780 0.800 0.820 0.840 0.860 0.880 0.900 0.920 0.940 0.960 0.980 1.000
-38 -40 -37 -33 -30 -26 -23 -20 -16 -11 -8 -6 -4 -4 -2 0 2 4 5 5 6 7 7 9 10 11 13 15 17 19 21 23 20 21 18 16
TABLA 7 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.0 A 19.2 LPG ) UTILIZANDO BROMURO DE ZINC / BROMURO DE CALCIO DE 19.2 lpg + BROMURO DE CALCIO DE 14.2 LPG + CACL2 95 % CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4
CaBr2 ( 14.2 LPG) BBLS 0.889 0.868 0.846 0.826 0.805
ZnBr2 / CaBr2 ( 19. 2 LPG ) BBLS 0.000 0.024 0.048 0.071 0.095
CACL2 LBS
106 103 101 98 96
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ( º F ) 64 62 61 59 59
73
15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2
0.783 0.762 0.741 0.720 0.699 0.678 0.656 0.635 0.614 0.593 0.572 0.550 0.526 0.508 0.487 0.486 0.445 0.423 0.402 0.381 0.360 0.339 0.317 0.296 0.276 0.254 0.233 0.212 0.190 0.169 0.149 0.127 0.106 0.085 0.063 0.043 0.021 0.000
0.119 0.143 0.167 0.190 0.214 0.238 0.262 0.286 0.310 0.333 0.357 0.381 0.405 0.429 0.452 0.476 0.500 0.524 0.548 0.571 0.592 0.619 0.643 0.667 0.690 0.714 0.738 0.762 0.786 0.810 0.833 0.857 0.881 0.905 0.929 0.952 0.976 1.000
93 91 88 86 83 81 78 76 73 71 68 66 63 61 58 56 53 50 48 45 43 40 38 35 33 30 28 25 23 20 18 15 13 10 8 5 3 0
59 58 57 55 54 53 52 50 50 49 47 46 43 40 36 32 28 31 35 37 41 45 44 44 43 43 42 41 37 35 32 28 25 23 18 18 17 16
TABLA 8 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 14.6 A 19.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 14.6 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.2 LPG CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F
14.6 14.7 14.8 14.9
CaCl2 / CaBr2 (14.6 LPG) BBLS 1.000 0.978 0.957 0.935
ZnBr2 / CaBr2 ( 19.2 LPG ) BBLS 0.000 0.022 0.043 0.065
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF
63 63 63 62
74
15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2
0.913 0.891 0.870 0.848 0.826 0.804 0.783 0.761 0.739 0.717 0.696 0.674 0.652 0.630 0.609 0.587 0.565 0.543 0.522 0.500 0.478 0.457 0.435 0.413 0.391 0.370 0.348 0.326 0.304 0.283 0.261 0.239 0.217 0.196 0.174 0.152 0.130 0.109 0.087 0.065 0.043 0.022 0
0.087 0.109 0.130 0.152 0.174 0.196 0.217 0.239 0.261 0.283 0.304 0.326 0.348 0.370 0.391 0.413 0.435 0.457 0.478 0.500 0.522 0.543 0.565 0.587 0.609 0.630 0.652 0.674 0.696 0.717 0.739 0.761 0.783 0.804 0.826 0.848 0.870 0.891 0.913 0.935 0.957 0.978 1.000
62 62 61 61 60 60 59 59 58 58 57 55 53 51 48 45 43 37 32 30 34 38 43 45 46 47 47 47 47 46 44 43 41 39 37 35 34 32 29 26 23 20 16
TABLA 9 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.0 A 19.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 14.2 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.2 LPG CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA (LPG ) A 70 ºF 15.0 15.1 15.2
CaBr2 / CaCl2 ( 14.2 LPG ) BBLS 0.840 0.820 0.800
ZnBr2 / CaBr2 ( 19.2 LPG ) BBLS 0.160 0.180 0.200
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF
51 51 50
75
15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2
0.780 0.760 0.740 0.720 0.700 0.680 0.660 0.640 0.620 0.600 0.580 0.560 0.540 0.520 0.500 0.480 0.460 0.440 0.420 0.400 0.380 0.360 0.340 0.320 0.300 0.280 0.260 0.240 0.220 0.200 0.180 0.160 0.140 0.120 0.100 0.080 0.060 0.040 0.020 0.000
0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560 0.580 0.600 0.620 0.640 0.660 0.680 0.700 0.720 0.740 0.760 0.780 0.800 0.820 0.840 0.860 0.880 0.900 0.920 0.940 0.960 0.980 1.000
49 48 47 46 44 43 41 40 40 39 38 37 36 35 34 33 32 32 32 31 30 30 30 29 29 29 28 27 27 27 27 26 25 25 24 23 23 22 21 20
TABLA 10 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.0 A 19.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 13.7 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.2 LPG CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F 15.0 15.1
CaBr2 / CaCl2 ( 13.7 L0PG ) BBLS 0.764 0.745
ZnBr2 / CaBr2 ( 19.2 LPG ) BBLS 0.236 0.255
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF
46 43
76
15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2
0.727 0.709 0.691 0.673 0.655 0.636 0.618 0.600 0.582 0.564 0.545 0.527 0.509 0.491 0.473 0.455 0.436 0.418 0.400 0.382 0.364 0.346 0.327 0.309 0.291 0.273 0.255 0.236 0.218 0.200 0.182 0.164 0.146 0.127 0.109 0.091 0.073 0.055 0.036 0.018 0.000
0.273 0.291 0.309 0.327 0.345 0.364 0.382 0.400 0.418 0.436 0.455 0.473 0.491 0.509 0.527 0.545 0.564 0.582 0.600 0.618 0.636 0.654 0.673 0.691 0.709 0.727 0.745 0.764 0.782 0.800 0.818 0.836 0.854 0.873 0.891 0.909 0.927 0.945 0.964 0.982 1.000
40 38 36 34 32 30 28 25 22 19 16 13 9 3 4 9 14 19 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 27 27 27 25 25 25 22 21 21 20 19 17 16
TABLA 11 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 14.3 A 15.6 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO DE 14.2 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.2 LPG + CLORURO DE CALCIO DE 95 % CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA
DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 ºF 14.3
CaBr2 ( 14.2 LPG) BBLS 0.9887
ZnBr2 / CaBr2 ( 19.2 LPG ) BBLS 0.0000
CaCl2 LBS 13.0
TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 10
77
14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6
0.9752 0.9540 0.9346 0.9142 0.8910 0.8707 0.8505 0.8307 0.8110 0.7898 0.7695 0.7496 0.7296
0.0104 0.0320 0.0520 0.0729 0.0901 0.1105 0.1314 0.1520 0.1725 0.1930 0.2124 0.2326 0.2528
16.0 15.8 15.4 15.1 20.2 19.9 19.4 19.6 19.4 18.0 20.2 22.0 25.0
18 18 19 14 20 20 19 18 16 16 20 16 19
Las propiedades físicas y riesgos descritos en los manuales de seguridad DOWELL SCHLUMBERGER tenemos:
CODIGO
D44
S2
S53
S54
S61
S62
NOMBRE DEL PRODUCTO
SAL GRANULADA
CLORURO DE CALCIO 95 %
WELL PACK FLUID
BROMURO DE ZINC
BROMURO DE CALCIO
FORMA
BLANCO INCOLORO GRANULADO SAL OJOS
BLANCO SOLIDO
CLARO LIQUIDO
AMARILLO LIQUIDO
BLANCO SOLIDO
SAL OJOS
38 % CLORURO DE CALCIO LIQUIDO CLARO A TURBIO LIQUIDO SAL OJOS
SAL OJOS PIEL
SAL OJOS PIEL
NINGUNO
POLVO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
SAL OJOS PIEL INHALACION NINGUNO
MAYOR DE 200 º QIQ6
MAYOR DE 200 º Q1
MAYOR DE 200 º Q1
MAYOR DE 200 º Q2
MAYOR DE 200 º Q5
MAYOR DE 200 º Q1Q6
P8C5
P8C5
P3C1
P3C1
P3C4
P4C5
NATURALEZA RIESGO SALUD RIESGO FISICO FLASH POINT ºF MANEJO DEL PRODUCTO CODIGO DE ALMACEN
Temperatura de cristalización determinada por el método LCTD ( Last Cristal to dissolve ) Dependiendo de la densidad de la salmuera requerida se debe realizar la mezcla de los productos descritos en la tablas anteriores.
Esto puede observarse en la siguiente tabla:
DENSIDADES MAXIMAS ALCANZADAS
TIPO DE SAL
DENSIDAD MAXIMA
78
NH4Cl KCl NaCl CaCl2 NaCl / CaCl2 NaBr CaBr2 CaBr2 / CaCl2 CaBr2 / ZnCl2 NaCl / Na2CO3 ZnBr2 / CaBr2 / CaCl2
9.5 9.7 10.0 10.5 11.6 12.7 15.1 15.1 17.0 19.1 19.2
Esto puede observarse en el gráfico siguiente :
DENSIDAD MAXIMA EN LPG LOGRADA CON DIFERENTES TIPOS DE SALES
19.2 19.1 17
ZnBr2 / CaBr2 / CaCl2
15.1
NaCl / Na2CO3
15.1
CaBr2 / ZnCl2 CaBr2 / CaCl2
12.7
CaBr2 NaBr
11.6
NaCl / CaCl2
10.5
CaCl2
10
NaCl KCl
9.7
NH4Cl 9.5
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
DENSIDAD MAXIMA(LPG)
La razón primordial por la que son usadas salmueras como fluidos de perforación se basa en sus características de fluidos limpio productores de bajo daño a la formación, el cual puede ser producido por invasión de partículas sólidas del fluido de completación y/o perforación , Hinchamiento y migración de arcillas ( solidos ) , incompatibilidad de fluidos ( Completación y formación ) , cambio de humectabilidad de las rocas del yacimiento e invasión profunda de fluidos. Mediante el uso de salmueras es reducido al mínimo estos problemas logrando mejores productividades de los yacimientos. Las salmueras son mezcladas y suministradas a una densidad especifica tomada en base a 70 º F ( 21 º C ) con variación de +/- 0.1 lpg. Incrementos en la temperatura de fondo causara la expansión del fluido y por ende la disminución de la densidad. En vista que los efectos de temperatura son mucho mayores que los efectos de presión, la compresibilidad de las salmueras se descarta y solo la expansión térmica es considerada. Estudios de laboratorio indican que la expansión térmica de estos fluidos puede variar de acuerdo a la composición de la salmuera o mas exactamente con la concentración total de sales en solución.
79
La determinación de la densidad a diferentes temperaturas viene dada por: dt = d70 - ( t-70 ) * k ( lpg ) k = ( 0.14 + ( 0.00042 * % wt ). ( lpg/ F) Siendo: dt : densidad de la salmuera a la temperatura requerida d70: densidad de la salmuera a 70 º F t
: averaje de temperatura del fondo y superficie.
k
: factor de corrección por temperatura.
Wt : porcentaje en peso de la salmuera. Así por ejemplo un operador determina que necesita para un pozo con temperatura de fondo de 270 º F y temperatura de superficie de 80 º F una salmuera de 14 lpg a fin de controlar la presión de fondo. Este tipo de salmuera tiene un % de sales de 0,0037 lpg/ºF por lo que: dt = 14 + ( t - 70 ) * K t= ( 270 + 80 ) / 2 = 175 º F dt = 14 + ( 175 - 70 ) * 0,0037 = 14,389 lpg. Por lo que para asegurar un buen control de presión en este pozo se requerirá de una salmuera de 14,4 lpg. Como la solubilidad de la sal varía con la temperatura, cada formalicen de salmueras deberá tener una temperatura mínima a la cual puede ser usada como salmuera limpia o clara. Esta temperatura mínima es llamada temperatura de cristalización y está definida como la temperatura a la cual la salmuera está saturada con respecto a una o mas sales que esta contenga. Así un enfriamiento de la salmuera podría ocasionar la precipitación de los cristales de la sal. La mayoría de las salmueras pueden enfriarse por debajo de la temperatura de cristalización antes de que una cantidad de cristales de sal se precipiten interfiriendo con el manejo normal de dicha salmuera. Estos cristales se redisuelven cuando la salmuera es calentada a una temperatura por encima de la temperatura de cristalización. Sin embargo, existe considerable confusión sobre los distintos métodos usados para determinar la medida de la temperatura de cristalización. Estos métodos dan diferentes temperaturas para la misma salmuera. Así por ejemplo, existen los métodos FCTA ( First crystal To Appear ) , TCT ( True Crystallization Temperature ) y por ultimo el método LCTD ( Last Crystal To Dissolve ). Como regla común mientras mayor sea la concentración de cloruro de calcio en la salmuera mayor será el punto de cristalización y al contrario a mayor concentración de bromuro de calcio o bromuro de zinc menor será el punto de cristalización. A continuacion se peresentan unos ejemplos de los calculo realizados en salmueras.
el uso de
EJEMPLO 1 PREPARAR 250 BBLS DE SALMUERA USANDO CLORURO DE CALCIO DE 95 % DE PUREZA + BROMURO DE CALCIO LIQUIDO + CLORURO DE CALCIO DE 11,6 LPG
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De la tabla 5 se obtiene: CaCl2 95 % = 27,30 lb/bbl CaBr2 = 0,743 lb/bbl CaCl2 de 11,6 lpg = 0,229 lb/bbl por lo que para la preparación de 250 bbls de este tipo de salmuera se necesitara. CaCl2 95 % = 250 * 27,3 = 6825 lbs CaBr2 = 250 * 0,743 = 185,75 lbs CaCl2 11,6 lpg = 250 * 0,229 = 57,25 lbs EJEMPLO 2 SE ESTA UTILIZANDO COMO FLUIDO DE COMPLETACION 835 BBLS DE UNA SALMUERA DE CaCl2 / CaBr2 / Zn2Br2 DE PESO 15,2 LPG A FIN DE PROVEER CONTROL DE PRESION. SE REQUIERE INCREMENTAR LA DENSIDAD HASTA 16,0 LPG UTILIZANDO UNA SALMUERA DE CaBr2/ZnBr2 DE 19,2 LPG. ¿ CUANTA SALMUERA PESADA SERA NECESARIA PARA AJUSTAR EL PESO A LOS NIVELES REQUERIDOS ?. D1 * V1 + D2 * V2 = DF * VF V2 = VI * ( DF - D1 ) / ( D2 - DF ) V2 = 835 * ( 16-15,2) / ( 19,2 - 16 ) = 208,8 BBLS DE SALMUERA DE 19,2 LPG EJEMPLO 3 DETERMINAR LA CANTIDAD DA CACL2 ( 95 % ) NECESARIA PARA INCREMENTAR LA DENSIDAD DE 400 BBLS DE SALMUERA DE CaCl2 DESDE 9,5 LPG A 10,0 LPG. De la tabla 4 se obtiene: Densidad inicial Contenido de agua: Contenido de sal :
9,5 lpg. 0,954 bbls / bbls de salmuera 65,1 lbs / bbl
Densidad Final : Contenido de agua: Contenido de Sal :
10 lpg 0,929 bbls/ bbls de salmuera 94,9 lbs / bbl
VF * WF AGUA = VI * WI AGUA VF = 400 * 0,954 / 0,929 = 411 BBLS. Lbs de CaCl2 requeridas = VF * CONTENIDO FINAL DE SAL - VI * CONTENIDO INICIAL DE SAL Lbs de CaCl2 requeridas = 411 * 94,6 - 400 * 65,1 = 12964 lbs de CaCl2 de 95 % de pureza. EJEMPLO 4 SE DESEA DILUIR 250 BBLS DE UNA SALMUERA DE 11,3 LPG DE CACL2 CON AGUA FRESCA A FIN DE OBTENER UNA DENSIDAD DE 10,7 LPG . DETERMINE LA CANTIDAD DE AGUA NECESARIA. VF * DF = V1 * D1 + V2 * D2 VF * DF = V1 * D1 + (VF-V2) * D2 VF = V1 ( DW - D1 ) / ( DW - DF ) VF = 250 * ( 8,34 - 11,3 ) / ( 8,34 - 10,7 ) = 313,56 BBLS VF = V1 + VW VW = VF - V1 = 313,56 - 250 = 63,56 BBLS Se requieren 63,56 bbls de agua fresca a fin de disminuir la densidad de la salmuera inicial a el rango requerido. EJEMPLO 5
81
SE REQUIERE PREPARAR 600 BBLS DE SALMUERA DE 11 LPG UTILIZANDO SALMUERA DE 11,6 LPG Y 10,2 LPG. DETERMINAR LA CANTIDAD NECESARIA DE CADA UNA. VF * DF = V1 * D1 + V2 * D2 VF * DF = V1 * D1 + ( VF - V1 ) * D2 V1 = VF ( DF - D2 ) / ( D1 - D2 ) V1 = 600 * ( 11 - 10,2) / (11,6 - 10,2 ) = 342,8 BBLS DE 11,6 LPG. V2= VF - V1 = 600 - 342,8 = 257,2 BBLS DE 10,2 LPG. EJEMPLO 6 SE REQUIERE PREPARAR UNA SALMUERA DE 14,3 LPG PARTIENDO DE UNA SALMUERA DE 14 LPG QUE CONTIENE CaCl2 AL 95 % + BROMURO DE CALCIO DE 95 % DE PUREZA. LA DENSIDAD SERA INCREMENTADA CON BROMURO. ¿ QUE CANTIDAD DE BROMURO SE REQUERIRA ?. c = cloruro b = bromuro 0 = inicial f = final0 De la tabla 5 Co = 134 wo= 0,722 Bo= 202,86 cf = 126,4 wf = 0,708 Bf = 228,2 vo = 500 bbls AGUA A AGREGAR = Vo ((Co*Wf) /Cf)-Vo* Wo = 500*(134 * 0,708) /126,4 - 500 * 0,722 = 14, 28 BBLS BROMURO A AGREGAR = Vo (( Co*Bf)/Cf)-Vo*Bo= 500*(134*228,2)/126,4-500*202,86= 19530 LBS. VF = Co * Vo / Cf = 134 * 500 / 126,4 = 530,1 BBLS
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APENDICE E
REGISTRACION POR CABLE
Gracias a los registros se logra: A- Identificación de zonas de alta resistividad para seleccionar los intervalos a ser cañoneados e información de otros yacimientos para futuras zonas de recompletación. BDeterminar contactos de gas - petróleo o agua - petróleo, así como arenas saturadas de gas, petróleo o agua. CDeterminar el espesor , tope y base de los estratos atravesados saturados con fluidos. D-
Determinar la porosidad, permeabilidad y litología de la formación.
E-
Determinar el diámetro del hoyo perforado.
F-
Verificar la calidad de la cementación de los revestidores.
GLocalizar uniones en el revestidor a fin de cañonear con precisión las zonas de interés. Por medio de los registros es posible evaluar de forma rápida y eficiente los parámetros físicos principales de un yacimiento tales como : Rw ( Resistividad del agua de formación ) , Rt ( Resistividad de la formación ) , Rxo ( resistividad de la zona lavada cercana a la pared del pozo ) por medio de los Registros Eléctricos; Valores de Porosidad por medio de perfiles Sónicos , Densidad de la formación , y Neutronicos, determinación de propiedades minerales por medio de registros de Rayos Gamma y de manera indirecta los valores de permeabilidad. De igual forma se pueden determinar los espesores de las arenas de interés , la limpieza de las mismas y el tipo de fluido que estas contienen. Entre los registros utilizados para estos fines se encuentran CALIPER LOG Los registros de Caliper son usados para determinar el diámetro del hoyo perforado a distintas profundidades y es utilizado para determinar la cantidad de cemento necesario para labores de cementación de los revestidores. Para tales fines se utilizan herramientas de dos, tres y/o cuatro brazos o Springs Flexibles, los cuales se expanden o contraen según el diámetro del hoyo , enviando la información a superficie por medio de señales eléctricas las cuales son analizadas en instrumentos apropiados . Los usos de los registros Caliper son variados, siendo el mas obvio la determinación del volumen del hoyo para propósitos de cementación. Otros usos de estos registros son: ABC-
Selección de secciones de diámetros real para bajar empacaduras. Interpretación de perfiles eléctricos y correlaciones litológicas. Determinación de la mala o buena inhibición proporcionada por el fluido de perforación.
El Caliper de cuatro brazos es el mas eficiente para la determinación de el volumen del hoyo al realizar dos medidas simultáneas del diámetro y promediar automáticamente los mismos.
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CURVA DE POTENCIAL ESPONTANEO ( SP ) La curva de potencial espontáneo ( SP ) es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en el pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de la profundidad. El SP es útil en pozos con sistemas a base de agua dulce para: ABCD-
Detectar capas permeables. Ubicar sus límites y permitir la correlación entre capas. Determinar valores de la resistividad del agua de la formación, RW. Dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa.
Las desviaciones de la curva del SP son el resultado del flujo de corrientes existentes dentro del lodo en el pozo. Estas “ corrientes del SP “ son producidas por fuerzas electromotrices de las formaciones que pueden ser de origen electroquímico o electrocínetico. La actividad química de una solución es proporcional a su contenido salino por lo que por este tipo de registro es posible determinar el tipo de litología de una formación dado el fluido contenido en la misma. Una resistividad baja al frente de una cresta bien definida en el SP indica una formación porosa con fluido conductivo , generalmente agua innata. Así, la curva de potencial espontaneo en presencia de lutitas es una línea mas o menos recta y una deflección hacia la izquierda cuando se trata de estratos permeables ( Arenas ). PERFILES DE RESISTIVIDAD A. CONVENCIONALES ( ES ) En los perfiles convencionales de resistividad, se envían corrientes a la formación a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos entre otros. Estos registros se fundamentan en el hecho de que en una formación homogénea, isotrópica de extensión infinita, las superficies que circundan un electrodo emisor son esferas. El potencial medido entre un electrodo situado en una serie de estas esferas y otro ubicado en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homogénea ; la desviación del galvanómetro correspondiente a tal potencial puede ser calibrada en unidades de resistividad. Entre los perfiles convencionales se encuentran : Dispositivo Normal. Dispositivo Lateral. B. PERFILES CON ELECTRODOS ENFOCADOS Entre los aparatos con electrodos de enfoque se incluyen los Lateroperfiles (Laterologs) y perfiles de enfoque esférico ( Spherically Focussed Logs, SFL ). Ambos son muy superiores al dispositivo ES para valores altos de resistividad y para contrastes grandes de resistividad con capas adyacentes. Su resolución es también superior en capas delgadas o moderadamente gruesas. Su aplicación cuantitativa esta en la determinación de Rt y Rxo. Los aparatos para encontrar Rt son el Lateroperfil 7 , Lateroperfil 3 y la curva LLd del Doble Lateroperfil. Los dispositivos que tienen profundidad de investigación de somera a mediana son el Lateroperfil 8 del Doble Inducción-Lateroperfil, La curva LLs del Doble Lateroperfil y la curva de enfoque esférico del perfil ISF/Sónico.
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Los aparatos de medición de resistividades que utilizan el principio de electrodos enfocados resuelven mejor ciertas exigencias del perfilaje que otros aparatos disponibles.
Estas exigencias en forma general son las siguientes: A- Tomar mediciones que determinan el Rt en condiciones para la que los aparatos de inducción no son apropiados. B- Facilitar correlaciones y determinar el valor Rxo al tener dispositivos de mayor profundidad de investigación para obtener Rt. B.1
LATEROPERFIL 7
El dispositivo Lateroperfil 7 comprende un electrodo central y tres pares de electrodos. Los electrodos de cada par están colocados simétricamente con respecto al electrodo central y están conectados entre si por un cable en corto circuito. Se envía una corriente constante por el electrodo central. Por los electrodos compensadores se manda una corriente ajustable. La intensidad de esta corriente compensadora se ajusta automáticamente de forma tal que los electrodos monitores son llevados al mismo potencial. La caída de potencial es medida entre uno de los electrodos monitores y otro electrodo en la superficie. Con una corriente constante este potencial varia directamente con la resistividad de la formación. B.2
LATEROPERFIL 3
Al igual que el Lateroperfil 7, el Lateroperfil 3 usa corrientes de electrodos compensadores para enfocar la corriente de medición en una hoja horizontal que penetra la formación. Sin embargo estos electrodos son mas largos que los anteriores. Ubicados simétricamente , a cada lado del electrodo central , hay dos electrodos de aproximadamente 5 pies los cuales están en cortocircuito entre sí. Una corriente fluye del electrodo central cuyo potencial esta fijo. De los electrodos compensadores fluye una corriente compensadora que ajustada para mantener a todos los electrodos de la sonda en el mismo potencial constante. La magnitud de la corriente es por ello proporcional a la conductividad de la formación. El Lateroperfil 3 tiene una mejor resolución vertical y muestra mas detalles que el Lateroperfil 7. B.3
LATEROPERFIL 8
El Lateroperfil 8 es de poca profundidad de investigación, con electrodos pequeños colocados en la sonda Doble Inducción-Lateroperfil. Su principio es parecido al Lateroperfil 7 excepto por sus espaciamientos mas pequeños. Debido a su configuración el Lateroperfil 8 da excelentes detalles verticales pero las lecturas son mas influenciadas por el pozo y la zona invadida. El registro Lateroperfil 8 se hace con el perfil Doble Inducción en escala logarítmica de 4 ciclos partidos. B.4
DOBLE LATEROPERFIL
La corriente de medición de todo Lateroperfil debe atravesar el lodo y la zona invadida para llegar a la zona no contaminada, de manera que lo medido es una combinación de varios efectos. Al haber una sola medición de la resistividad, se deben conocer el perfil de invasión y Rxo para poder calcular Rt. La necesidad de hacer una segunda medición, con diferente profundidad de investigación, dio origen a los aparatos del tipo Doble Lateroperfil-Rayos Gamma. En una de sus formas, este aparato registra, en forma secuencial , los dos Lateroperfiles ; en otra versión lo hace simultáneamente. Para obtener información sobre Rxo, se ha añadido 85
una curva SFL. Ambas versiones registran, a la profundidad correcta, una curva de Rayos Gamma simultáneamente con las curvas de Resistividad. Así mismo se puede registrar una curva SP. Al usar electrodos de compensación de mayor longitud efectiva y con mayor espaciamiento, la curva Lateroperfil profundo ( LLd ) tiene mayor profundidad de investigación que el LL7 y LL3. La curva LLs ( Lateroperfil somero ) utiliza los mismos electrodos de manera distinta pare obtiene una de profundidad de investigación mucho menor que las LL-7 y LL-8. B.5
PERFIL DE ENFOQUE ESFERICO
El perfil SFL forma parte de la combinación ISF / Sónico y su diseño fue motivado para tener una curva mejor que la normal y la LL-8 como acompañamiento al perfil de inducción de investigación profunda. Los dispositivos comunes de resistividad se basan en el concepto de que las corrientes se irradian con igual intensidad en todas las direcciones en medios homogéneos e isotrópicos. Cuando este modelo esférico de distribución de la corriente sufre distorsión debido a la presencia del pozo , por ejemplo, es necesario hacer correcciones mediante curvas de corrección especiales. El SFL utiliza corrientes de enfoque para imprimir una forma aproximadamente esférica a las superficies equipotenciales sobre una amplia gama de variables del pozo. Virtualmente se elimina el efecto del pozo cuando el diámetro es menor que 10 pulgadas. El mayor efecto proviene de la zona invadida en casi todos los casos. PERFILES DE INDUCCION El perfil de Inducción fue diseñado para medir la resistividad de la formación , operando en pozos que contienen lodos a base aceite. Los dispositivos con electrodos no pueden trabajar en lodos no conductores y los intentos para usar tomamuestras fueron poco satisfactorios. La experiencia demostró que los aparatos de inducción tienen muchas ventajas sobre el perfil eléctrico convencional para perfilar pozos con lodos a base agua. Los dispositivos de Inducción se enfocan a fin de disminuir la influencia del pozo y de las formaciones adyacentes. Se ha diseñado para investigación profunda y para disminuir la influencia de la zona invadida. Los perfiles de Inducción no dependen del contacto físico con las paredes del pozo para excitar las formaciones , ya que la energía eléctrica se transmite a través de Inducción en una forma similar a la de un transformador. Las sondas de Inducción consisten de un sistema de varias bobinas transmisoras y receptoras. Se puede entender mejor el fundamento, considerando una sonda con solo una bobina transmisora y una receptora. A la bobina transmisora se envía corriente alterna de intensidad constante y de alta frecuencia. El campo magnético alterno que se produce induce corrientes secundarias en la formación. Las corrientes fluyen en la formación en trayectorias circulares ( Anillos ) coaxiales con la bobina transmisora. Estas corrientes crean a su vez campos magnéticos que inducen señales en la bobina receptora. El perfil de Inducción opera con ventajas cuando el fluido del pozo no es conductor , aun en aire o gas. Pero el aparato funciona perfectamente también cuando el pozo tiene un lodo conductor , siempre que este no sea muy salado, que la formación no sea demasiado resistiva y que el diámetro del pozo no sea muy grande. Para realizar este registro se utilizan los siguientes tipos de equipos: *-El aparato 6FF40, Inductivo Eléctrico ( IES ) que tiene un dispositivo inductivo enfocado de seis bobinas con un espaciamiento nominal de 40 pulgadas , un dispositivo normal de 16 pulgadas y un electrodo de SP. El conjunto permite la mayor investigación lateral posible de todos los equipos de Inducción. *-El aparato 6FF28, Inductivo Eléctrico ( IES ) es un aparato de menor tamaño para su uso en pozos de poco diámetro. Es una versión pequeña del 6FF40 con un espaciamiento entre bobinas de 28 pulgadas, un dispositivo normal de 16 pulgadas y un electrodo SP.
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*-El aparato de Doble Inducción - Lateroperfil 8 ( DIL ) usa un dispositivo inductivo de investigación profunda ( ILD ) , un dispositivo inductivo de investigación mediana ( ILm ) , un Lateroperfil 8 ( LL8 ) y un electrodo SP. El aparato DIL , con sus tres mediciones afocadas de resistividades a diferentes distancias del pozo dentro de la formación , es superior al IES para determinar Rt y Rxo cuando el filtrado a penetrado profundamente a la formación o cuando existe un anillo. El aparato combinado ISF / Sónico tiene un dispositivo inductivo de investigación profunda, el perfil de Enfoque Esférico, un SP que puede ser corregido electrónicamente para eliminar interferencias, el perfil Sónico BHC y opcionalmente una curva de Rayos Gamma.
PERFILES MICRO-RESISTIVOS Los dispositivos Micro-Resistivos permiten medir Rxo (Resistividad de la zona lavada) y delimitar las capas permeables mediante la detección del revoque del lodo. La escala de todos los perfiles Micro-Resistivos esta dada en unidades de resistividad. Entre los Perfiles Micro-Resistivos mas importantes tenemos: A.
MICROPERFIL
El aparato del Microperfil mide con dos dispositivos de espaciamiento corto de diferente profundidad de investigación la resistividad de un volumen muy pequeño de formación y revoque inmediatamente adyacente al pozo. Así detecta fácilmente la presencia del revoque, la existencia de zonas invadidas y por lo tanto los intervalos permeables. Se aprieta una almohadilla de goma contra la formación por medio de brazos y resortes. En la cara de la almohadilla están insertados tres pequeños electrodos alineados, espaciados una pulgada entre sí. Estos electrodos permiten registrar simultáneamente las curvas Micro inversas de 1 “ y 2 “. Al filtrarse lodo de perforación dentro de las formaciones permeables, los sólidos del lodo se acumulan sobre la pared del pozo, formandose un revoque. La resistividad del revoque es aproximadamente igual o ligeramente mayor que la resistividad del lodo. La resistividad del revoque es generalmente mas pequeña que la resistividad de la zona invadida cercana al pozo. La curva Micro-Normal de 2 pulgadas de profundidad de investigación mayor que la MicroNormal de 1 pulgada , esta menos influenciada por el revoque y lee una resistividad del revoque. Siempre se baja la sonda del Microperfil al pozo con los brazos cerrados. La medición del perfil se hace en el viaje hacia arriba. Los usos principales del Microperfil son : *-Determinar efectivamente los límites de la formación y permitir una evaluación del espesor neto de la zona productiva, estableciendo los estratos productores que no se pueden reconocer con los perfiles convencionales. *-Determinar el espesor del revoque en zonas permeables. *-Medir la resistividad del lodo en el pozo. *-Determinar la presencia y el grado de continuidad de zonas impermeables dentro de la roca de acumulación. B.
MICROLATEROPERFIL
Para valores mayores de 15 las curvas Rxo / Rmc se encuentran mas apretadas por lo que la determinación de Rxo a partir del Microperfil es pobre en esta región. Es posible con el Microlateroperfil determinar Rxo con precisión para altos valores de la relación Rxo / Rmc siempre que el espesor del revoque no exceda de 3/8 de pulgada.
87
Un electrodo pequeño y tres electrodos circulares concéntricos están insertados en una almohadilla de goma aplicada contra la pared del pozo. Por el electrodo pequeño se emite una corriente constante. A través del electrodo exterior se envía una corriente que se ajusta automáticamente de manera de mantener la diferencia de potencial entre los 2 electrodos monitores esencialmente igual a cero. La corriente que fluye a través del primer electrodo exterior no puede alcanzar el segundo y es forzada a fluir en forma de un haz y dentro de las formaciones. La lectura del Microlateroperfil esta influenciada mayormente por la formación abarcada dentro de este pequeño haz.
C.
PERFIL DE PROXIMIDAD
El aparato de Proximidad es similar en principio al Microlateroperfil. Los electrodos están montados sobre una almohadilla mas ancha la cual es aplicada sobre la pared del pozo; el sistema es afocado automáticamente por electrodos monitores. El diseño de la almohadilla y electrodos es tal que revoques isotrópicos de hasta ¾ de pulgada tienen poco efecto sobre las mediciones. PERFIL DE ENFOQUE MICROESFERICO ( MSFL ) Este dispositivo , con electrodos de enfoque esférico montados en almohadilla, tiene dos ventajas grandes sobre otros aparatos de microperfilaje. En primer lugar es combinable con otros aparatos, específicamente con el de Densidad de Formación ( FDC ) y el Doble Lateroperfil Simultáneo, entre otros. Esto elimina la necesidad de una corrida separada para medir Rxo. En segundo lugar hay un mejoramiento en la medición de Rxo en casos de invasión somera y revoques de bastante espesor. Mediante el enfoque esférico se da una forma casi esférica a las superficies equipotenciales producidas por un dispositivo de resistividad. El enfoque se consigue mediante electrodos auxiliares, tal como se hace en el Microlateroperfil y Perfil de Proximidad pero en lugar de obligar a la corriente de medición a concentrarse en un haz angosto, se impide solamente que circule por el lodo o el revoque. PERFIL SONICO El perfil Sónico es un registro de la profundidad contra el tiempo requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formación . Conocido también como tiempo de transito. Este valor de “Delta T “ es el valor reciproco de la velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de transito en una formación depende de su litología y porosidad. La dependencia de la porosidad, conocida la litología, hace que el perfil sonido sirva como registro de porosidad. Los aparatos actualmente usados para obtener perfiles Sónicos son del tipo BHC ( Bore Hole Compensated ). Este tipo de sonda elimina substancialmente los efectos debido a cambios de diámetro del pozo como también errores producidos por la inclinación de la sonda. El sistema BHC usa un transmisor encima y otro debajo de dos pares de receptores. Cuando un transmisor es activado por un pulso , este genera una onda de sonido la cual penetra la formación. Se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes.
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La velocidad de sonido en la sonda Sónica y en el lodo de perforación es menor que en la formación . consecuentemente, los primeros arribos de energía acústica a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación cerca de la pared del pozo. Los transmisores de sonda del tipo BHC son activados alternativamente y los valores de “ Delta Tiempo “ son promediados automáticamente por un computador en la superficie. El computador también integra los tiempos de transito para obtener el tiempo total de transito. La velocidad del sonido en las litologías comunes de las formaciones varia entre 6000 y 23000 pies/seg. Se registra el valor reciproco de la velocidad en microsegundos / pie para evitar el uso de decimales pequeños. La gama de registro varía desde 44 microsegundos/pie para dolomitas densas de porosidad cero hasta unos 190 microsegundos para el agua. El registro Sónico depende de la matriz, la porosidad y la saturación de fluidos de la roca de reservorio. Mientras mayor sea la porosidad , menor será la velocidad de la onda sonora a través de la formación. La presencia de hidrocarburos en la formaciones causa una reducción en la velocidad de la onda. Este hecho permite determinar la presencia de los mismos cuando el perfil sónico se compara con las curvas de resistividad del perfil eléctrico.
A continuación se presenta una tabla de las velocidades sónicas dependiendo del fluido o medio atravesado: Fluido o formación
Velocidad Sónica ( pies/seg) Tiempo de recorrido ( Microseg/pie)
Aire Metano Petróleo Lodo base agua Lutitas Sal Areniscas Anhidrita Calizas Dolomita
1088 1417 4300 5000-5300 6000-16000 15000 hasta 18000 20000 hasta 23000 24500
919 706 232 200-189 167-63 67 56 50 44 41
PERFILES RADIACTIVOS Una de las mayores limitaciones de los perfiles eléctricos en el estudio de las características de la formaciones es la de no poder registrar perfiles de formaciones con tubería de revestimiento. Existen muchos pozos viejos que probablemente no fueron registrados en forma apropiada. Para obtener mayor información sobre la estructura de un yacimiento, de un mapa estratigráfico o para el cañoneo y reacondicionamiento de pozos, muchas veces es necesario obtener información sobre la profundidad y espesor de ciertas formaciones en pozos con tubería de revestimiento. Tal información puede obtenerse por medio de los registros nucleares de Rayos Gamma , Densidad y de Neutrón para los cuales la tubería de revestimiento no representa obstáculo alguno. Estos Tres perfiles son los mas importantes de todos los perfiles nucleares. Los perfiles radiactivos son muy útiles también en pozos que emplean lodos salados demasiado conductivos, pues en estos casos es imposible obtener un perfil eléctrico bien definido. PERFIL DE DENSIDAD DE LA FORMACION El perfil de Densidad de la Formación se utiliza principalmente como perfil de porosidad. La medición de la densidad de la formación tiene también aplicación en la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, descubrimientos de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas y en al determinación del rendimiento de lutitas petrolíferas. Una fuente radioactiva colocada en una almohadilla blindada es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos Gamma de mediana energía. Los rayos Gamma pueden ser considerados como partículas de alta velocidad que chocan contra los
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electrones de la formación. En cada choque un rayo Gamma cede algo de su energía cinética, pero no toda, al electrón y continua su trayectoria con menor energía. Este tipo de interacción se conoce como Efecto Compton de dispersión. La fuente y el detector del aparato están diseñados de manera que su respuesta se debe en su mayor parte , al efecto Compton. Los rayos Gamma dispersos llegan a un detector colocado a una distancia fija de la fuente y son evaluados como una medida de densidad de la formación ya que el numero de rayos Gamma de efecto Compton esta directamente relacionado con el numero de electrones en la formación. De este modo la medición del aparato de Densidad esta relacionada esencialmente con la densidad de electrones ( Número de electrones por centímetro cubico ) de la formación. Por otra parte , la densidad de electrones esta relacionada con la densidad total en Gr./cc de la formación. Esta ultima depende de la densidad de la matriz de la roca, de su porosidad y de la densidad de los fluidos que ocupan los poros. En el perfil de Densidad , mientras mas baja sea la densidad del medio, mayor será la radiación de rayos Gamma registrada en el detector. Este perfil investiga con mayor exactitud las formaciones de alta porosidad que las de baja porosidad, o sea lo contrario de los perfiles de neutrón. Para disminuir el efecto de la columna de lodo, tanto la fuente como el detector están montados en una almohadilla blindada. Se aprieta las aperturas en el blindaje contra la pared del pozo mediante un brazo excentralizador. La fuerza ejercida por el brazo es mayor en el caso de microsondas y la almohadilla tiene una forma tal que le permite cortar el revoque cuando es blando, caso común en pequeñas y medianas profundidades. En zonas de revoques mas consistentes algo del mismo lodo puede quedar interpuesto entre la almohadilla y la formación. En este caso, el revoque es detectado por el aparato como si fuera formación y por lo tanto su influencia debe ser tenida en cuenta. En el aparato de “ Densidad Compensada “ , FDC, se utilizan dos detectores esta corrección se realiza automáticamente. De tablas se obtiene los valores de densidad de las formaciones y se comparar con los resultados obtenidos en el registro a fin de determinar el tipo de formación atravesada. La densidad de los granos de los minerales que se encuentran con mayor frecuencia en las formaciones geológicas son: Densidad Cuarzo Calcita Dolomita anhidrita
Mineral puro ( Grs/cc ) 2,65 2,71 2,87 2,96
PERFILES NEUTRONICOS Los perfiles Neutronicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas y determinar su porosidad. Ellas responden, en primer lugar, a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros están llenos de agua o petróleo, el perfil Neutronico nos da un valor real del espacio poral lleno de fluido. Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarse comparando el perfil Neutronico con otro de porosidad o con los valores de porosidad obtenidos de testigos o núcleos. Una combinación del perfil Neutronico con uno o dos perfiles de porosidad, da valores aun mas exactos de porosidad y la identificación litológica, incluyendo evaluación del contenido de lutita. Este tipo de registro se fundamente en el hecho de que los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de Hidrógeno. Una fuente radioactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía ( Velocidad ). Estos neutrones , al encontrarse con núcleos del material de la formación, chocan elásticamente a semejanza de bolas de billar y en cada colisión los neutrones pierden parte de su energía.
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La cantidad de energía perdida por un neutrón en cada colisión depende de la masa relativa del núcleo con el cual choca. La mayor perdida de energía ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo de masa prácticamente igual como lo es el del Hidrógeno. Colisiones con núcleos pesados no provocan mucha perdida de velocidad. De esta manera la perdida de velocidad dependerá principalmente de la cantidad de hidrógeno en la formación. En pocos microsegundos los neutrones han sido amortiguados , por choques sucesivos, a velocidades “ Termales “ correspondientes a energías alrededor de 0,025 electrón-voltios. Entonces se dispersaran sin orden, sin perder mas energía, hasta que son capturados por núcleos de átomos tales como Cloro, Hidrógeno, Sílice , etc. Los núcleos capturadores se excitan y originan una emisión de rayos Gamma de alta energía, denominados rayos Gamma de captura. De acuerdo al tipo de aparato, este puede detectar los rayos Gamma de captura o los propios neutrones mediante un detector colocado en la misma sonda. Cuando la concentración de Hidrógeno que rodea la fuente de neutrones es alta, la mayoría de los neutrones son retardados y capturados aun a corta distancia de la fuente. Por el contrario, si la concentración de Hidrógeno es baja, los neutrones viajan mas lejos antes de ser capturados. Con la distancia de fuente a detector comúnmente usada, a una mayor lectura corresponde una menor concentración de Hidrógeno y viceversa.
Los equipos Neutronicos usados incluyen la serie GNT, el aparato SNP ( Sidewall neutron Porosity ) y el CNL ( Compensated Neutron Log ). Las fuentes utilizadas que emiten neutrones con una energía inicial de varios millones de Electrón-Voltios son la PlutonioBerilio ( Pu-Be ) o la Americio-Berilio ( Am-Be ). El GNT es un aparato de medición no-direccional que emplea un detector que es sensible a los rayos Gamma de captura de alta energía y a los neutrones de velocidad termal. Puede utilizarse en hueco abierto o entubado. La porosidad leída en un registro en pozo entubado es menos exacta debido a incertidumbres surgidas por el peso y posición de la tubería de revestimiento , la presencia de cemento detrás de esta y otros factores. Se pueden utilizar combinaciones de distancia fuente-detector de acuerdo a las condiciones que se encuentra el pozo y a la gama de porosidades. El GNT se corre excentralizado para que incida lo menos posible el efecto del pozo. En el sistema SNP , la fuente y detector de neutrones están colocados en una almohadilla en contacto con la pared del pozo. El detector es un contador proporcional, blindado de tal manera que solamente los neutrones con energía por encima de 0,4 Electrón-Voltios puedan ser detectados. El SNP tiene varias ventajas: *-Como el detector esta colocado en una almohadilla en contacto directo con la pared del pozo, los efectos del pozo disminuyen considerablemente. *-Como se miden neutrones epitermales, disminuye el efecto perturbador de elementos altamente absorbentes de neutrones termales como el Cloro y Boro que se encuentran en las agua de formación y en la Matriz. *-La mayor parte de las correcciones necesarias son efectuadas automáticamente en la caja de control en la superficie. El CNL es un aparato de tipo mandril diseñado para ser corrido en combinación con otros aparatos para obtener así un perfil Neutronico simultáneamente con otros perfiles. El CNL es un instrumento de detección de neutrones termales, con dos espaciamientos. La relación entre el numero de pulsos o cuentas recibidos en los dos detectores se procesa en el equipo de superficie para tener un registro del índice de porosidad neutronica, en escala lineal. La fuente radioactiva de 16 curies produce neutrones a una tasa cuatro veces mayor que fuentes corrientes reduciendo así las variaciones estadísticas PERFIL DE RAYOS GAMMA
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El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Es por lo tanto útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos como potasio y uranio. En formaciones sedimentarias, el perfil de Rayos Gamma generalmente refleja el contenido de lutita de las formaciones. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Formaciones limpias tienen normalmente un nivel bajo de radioactividad, a menos que estén contaminadas de cenizas volcánicas o rodados graníticos, o cuando las aguas de formación contienen sales disueltas de potasio. Las formaciones de sólo calizas y arenas se representan en el perfil por los valores mínimos, hacia la izquierda, mientras que las lutitas se representan con valores máximos ,hacia la derecha. La distinción entre una arena y una caliza no puede hacerse con solo el perfil de Rayos Gamma. En ciertos casos, es recomendable correlacionar el perfil de Rayos Gamma con un registro de muestras geológicas. En combinación con el perfil de Neutrones puede determinarse el tipo de formación así por ejemplo: Rayos Gamma
Neutrón
Formación Formación compacta, sin porosidad Lutita Formaciones limpias que contienen hidrogeno Formacion radiactiva
El perfil de Rayos Gamma puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil en operaciones de terminación y reacondicionamiento. Es frecuentemente usado como sustituto del SP ( Potencial espontáneo ) en los pozos entubados sonde es imposible obtener un SP, o en pozos abiertos cuando el SP no es satisfactorio. En ambos casos es útil en la ubicación de capas no arcillosas y para correlaciones. Su principio de funcionamiento se basa en que los rayos Gamma son erupciones de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas espontáneamente por algunos Elementos radioactivos. Casi toda la radiación es emitida por el isótopo radiactivo del potasio de peso atómico 40 y por elementos radiactivos de la serie uranio y torio. Cada uno de estos elementos emite rayos Gamma cuyo número y energía son distintivos de cada elemento. Al pasar a través de materia, los rayos Gamma experimentan sucesivas colisiones con los átomos de la formación , de acuerdo al Efecto Compton de dispersión perdiendo energía en cada colisión. Finalmente , después de que el rayo Gamma ha perdido suficiente energía es absorbido según el efecto fotoeléctrico ( En el efecto fotoeléctrico los rayos Gamma de baja energía son absorbidos completamente por los átomos del material de la formación dando lugar a la expulsión de electrones desde dichos átomos ). En el paso por la formación los rayos Gamma son gradualmente absorbidos y su energía degradada. El grado de absorción varia con la densidad de la formación. Así de dos formaciones con la misma cantidad de material radioactivo por unidad de volumen pero diferente densidad, la menos densa se mostrara como mas radiactiva en el perfil de rayos Gamma. La sonda de Rayos Gamma contiene un detector para medir la radiación originada en el volumen de formación cercano a la sonda. Se ha generalizado el uso de Scintilómetros para la medición de la radioactividad de las formaciones en los pozos. Son mucho mas eficientes que los contadores Geiger-Mueller, que eran utilizados anteriormente. Dado que su longitud activa es de solo pocas pulgadas, los contadores de Scintilación estudian las formaciones en detalle.
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El perfil de Rayos Gamma puede correrse en combinación con muchos otros perfiles, por ejemplo un Neutronico, Sónico , Densidad, Inducción, Laterolog, así como simultáneamente con un Detector de Cuellos ( CCL ) o con cañones. Entre los usos mas importantes del perfil de Rayos Gamma tenemos: A- El perfil de Rayos Gamma es particularmente útil para la definición de estratos de lutita cuando la curva de potencial espontaneo ( SP ) esta redondeada ( Formaciones muy resistivas ) o en pozos entubados. B- Refleja la proporción de lutita y en algunas regiones puede ser usado cuantitativamente como un indicador del contenido de lutita. C- Se utiliza para la detección y evaluación de minerales radiactivos tales como potasio y uranio. D- El perfil de Rayos Gamma puede ser usado para la delineacion de minerales no radiactivos tal como estratos de carbón. E- Es utilizado conjuntamente con el CCL en labores de cañoneo. PERFIL DE CLORO El perfil de Cloro emplea el mismo principio del perfil Neutronico. En este perfil, una fuente de neutrones similar a la empleada en el perfil de Neutrones emite neutrones veloces que después de ser frenados y convertidos a neutrones lentos pueden llegar a ser absorbidos por cloro, emitiéndose un rayo Gamma secundario de determinado nivel de energía. Por medio de un detector cuya sensibilidad se ha regulado para que registre solamente los rayos Gamma secundarios emitidos cuando átomos de cloro absorben neutrones lentos se puede determinar la presencia o ausencia de cloro, de gran importancia ya que este elemento se encuentra generalmente en las agua de formación. Por consiguiente, si el perfil de Neutrón indica dos zonas porosas y en el perfil de Cloro una de estas indica una concentración mas alta de cloro que la otra manteniendo los demás factores iguales, es razonable deducir que la zona con concentración baja de cloro es una zona petrolífera. Los factores mas importantes que afectan el perfil de Cloro son : La tubería de revestimiento, el fluido del pozo, la columna de cemento, la salinidad del agua de la formación y la matriz. Mientras mas salinas sean las aguas de formación mas fácil será distinguir zonas porosas acuíferas de zonas porosas petrolíferas. Las lutitas, debido a la baja concentración de cloro con que generalmente son asociadas, no se diferencian mucho de las zonas petrolíferas del perfil de cloro. Sin embargo, por medio de la curva del SP o del perfil de Rayos Gamma se puede esclarecer esta ambigüedad. La región de investigación del perfil de Cloro, como en todos los perfiles nucleares, esta limitada a unas pulgadas dentro de la formación. Por consiguiente la replica de este perfil es afectada por el filtrado del lodo a menos que se usen lodos de perforación cuya perdida de filtrado sea demasiado baja. A menos que este sea el caso, el uso del perfil de Cloro esta limitado a pozos con tubería de revestimiento y preferiblemente pozos viejos en donde el filtrado del lodo ha tenido tiempo de migrar o de mezclarse con el agua de formación. Por lo tanto es una herramienta ideal para trabajos de reacondicionamiento de pozos.
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NUEVAS TECNOLOGIAS APLICADAS A LOS REGISTROS Las innovaciones tecnológicas tienen un gran valor cuando resultan en un mayor ahorro , logrando beneficios tanto para el usuario como para la contratista. Anadrill Schlumberger manteniendo la línea de Schlumberger de tecnología de avanzada posee el sistema IDEAL( Integrated Drilling Evaluation And Logging System ). El sistema IDEAL integra la tecnología direccional con las mediciones mientras se perfora. Esto ayuda a evitar riesgos asociados con problemas comunes de perforación tales como reventones, pegue de tubería y lavado de tubería. En tiempo real una alarma avisa al perforador de los problemas potenciales antes de que estos sean serios. Con el sistema IDEAL, además de estas ventajas, es posible realizar medidas petrofísicas.
Entre las herramientas de este sistema están : GEOSTEERING TOOL Es un motor instrumentado el cual puede realizar medidas de Resistividades, Gamma Ray , Tasa de penetración y medidas de inclinación mientras perfora. Las medidas de resistividad y Gamma ray detecta las variaciones de los fluidos y litología a medida que se perfora. Tiene aplicaciones con lodos a base agua y lodos a base aceite. Máximo rango de bombeo : 600 Gpm. RAB ( Resistivity At The Bit Tool ).
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Es un Near bit instrumentado el cual permite realizar registros Gamma Ray, Resistividad y Laterolog de alta resolución. Esto permite medir la resistividad cuando el lodo utilizado es salino o cuando se atraviesan formaciones de altas resistividades. Su aplicación primordial es con lodos a base agua fresca y salada teniendo ciertas limitaciones con los lodos a base aceite. Máximo rango de bombeo : 800 Gpm. CDR ( Compensated Dual Resistivity ) y AND ( Azimuthal Density Neutron) TOOLS. Provee medidas en tiempo real de Inducción. Resistividad, Densidad Neutrón, Gamma Ray las cuales ayudan a evaluaciones de formación ( Porosidad ) , correlaciones geológicas y evaluación de presión de poro mientras se perfora. Se puede utilizar tanto en lodos base agua como base aceite. ISONIC TOOL Esta herramienta permite la medición de la porosidad de la formación, litología y presión de poro. Combinando en tiempo real la porosidad sónica y la información litológica con la resistividad y las medidas radioactivas permite a los geólogos evaluar las zonas productoras antes de que cualquier daño se producido. Además los registros de tránsito sónicos permite a los perforadores detectar zonas de alta presión. No tiene limitaciones en cuanto a lodos y su galonaje máximo permitido es de 1200 GPM.
REGISTROS USADOS DURANTE LAS OPERACIONES DE COMPLETACION. Entre los registros mas importantes usados en las labores de completación se encuentran: A. CEMENT BOND LOG ( CBL ) El CBL es un registro utilizado para medir la adhesión del cemento alrededor del revestidor. La curva de amplitud del registro es una presentación gráfica de la primera señal recibida dependiendo del medio, la cual es medida y registrada sobre el perfil en milivoltios. Este registro es una indicación de la buena o mala adherencia del cemento siendo la señal de amplitud baja en caso de buena adherencia y en caso contrario la señal será alta. El CBL puede ser registrado con un equipo Sónico Standard con un cable multi-conductor o mediante un equipo que usa un solo conductor ( CBT ). Durante la corrida de este registro deben usarse centralizadores especiales para mantener el equipo en el centro de la tubería. B. VARIABLE DENSITY LOG ( VDL ) El registro VDL muestra el tren de comportamiento sónico y provee información sobre la adherencia del cemento a la formación. Cuando el cemento esta bien adherido a la tubería de revestimiento y si existe buen acoplamiento acústico con la formación, existirá una transmisión a la formación. De esta forma se obtienen señales débiles procedentes de la tubería de revestimiento y señales fuertes procedentes de la formación que dependen de las características de esta. El perfil VDL es un complemento importante para el perfil CBL ya que:
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A- Señales fuertes provenientes del perfil VDL confirman al perfil CBL en tubería de revestimiento libre. B- Se confirma buena calidad de adherencia cuando existen señales débiles del revestimiento y señales fuertes de la formación. C- Ayuda a diferenciar entre microanillos y canalizaciones. D- Señala buena adherencia acústica a la formación. C. CEMENT EVALUATION TOOL ( CET ) Esta herramienta utiliza un aparato de alta frecuencia ultrasónica con 8 traductores afocados lo cual permite determinar la distribución del cemento alrededor del revestidor. D. TEMPERATURE LOG La aplicación principal del registro de temperatura es la localización del tope de cemento. El calor generado por el fraguado del cemento incrementa la temperatura dentro del revestidor en varios grados, por lo que este registro identifica el punto donde se produce este cambio de temperatura y de esta forma localiza el tope de cemento. Otra aplicación de este registro es la identificación de canalización de gas u otro fluido, entre la formación y el revestidor al producirse un cambio brusco de temperatura. Por ultimo es posible determinar o localizar fugas en el revestidor E. DIP LOG Esto se refiere a la medición del Buzamiento ( ángulo y dirección ) Vs Profundidad. El aparato utilizado para obtener estas medidas es llamado SP, Resistivity o Microlog continous Dipmeter dependiendo de cual sistema de electrodos esta siendo utilizado. Algunas de las aplicaciones del registro de buzamiento son: A- Problemas de hoyo desviado. B- Propósitos geológicos como mapas geológicos, hoyos secos, etc. Además de los registros antes descritos, en labores de completación son usados los registros Nucleares a fin de localizar las zonas de interés durante las labores de cañoneo. APENDICE F
PRUEBAS CON LODOS A BASE AGUA
A- DENSIDAD EQUIPO: Balanza para lodos. PROCEDIMIENTO: 1- Llenar la copa con el lodo que ha de analizarse. 2- Colocar la tapa sobre la copa y asentarla firmemente, pero en forma lenta con un movimiento giratorio. Asegurarse que sale un poco de lodo por el orificio de la tapa. 3- Lavar o escurrir los restos de lodo que se encuentren en el exterior de la copa o el brazo. 4- Colocar el espigón sobre el soporte y mover el cursor a lo largo del brazo graduado hasta que la burbuja del nivel indique la nivelación correcta. 5- Leer la densidad del lodo en el lado izquierdo del cursor. CALIBRACION: 1- Llenar la copa metálica con agua pura y tapar en la forma indicada anteriormente; secar exteriormente la balanza.
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2- Colocar el espigón sobre el soporte y el cursor en el valor 8.33 lb/galón. 3- Si el peso y la copa no se equilibran en la posición correspondiente del nivel, agregar o quitar balines según sea necesario . Los balines pueden agregarse o quitarse removiendo el tornillo de la cámara de compensación que se encuentra en el extremo del brazo graduado.
B.- VISCOSIDAD API. EQUIPO: Embudo marsh PROCEDIMIENTO: 1- Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter lodo a través del tamiz hasta que el nivel coincida con la base del mismo. Sostener firmemente el embudo sobre una jarra graduada con indicación de 946 cc (1/4 de galón). 2- Retirar el dedo del extremo y medir con un cronómetro el tiempo que tarda en escurrir 946 cc de lodo a través del embudo.El número de segundos registrados es la viscosidad marsh. CALIBRACION: Para calibrar el embudo, este se llena con agua límpia a temperatura ambiente y se anota el tiempo para que escurran 946 cc. En estas condiciones los 946 cc de agua deben escurrir en 26 segundos con una tolerancia de 0.5 segundos, más o menos.
C.-VISCOSIDAD PLASTICA Y PUNTO CEDENTE. EQUIPO: Viscosímetro fann. PROCEDIMIENTO: 1- Asegurarse que el voltaje de la corriente sea satisfactorio. El aparato que se usa en el campo tiene una luz en el frente del instrumento y el voltaje es adecuado cuando esta brilla en forma uniforme. 2- Una muestra recientemente agitada se coloca en el recipiente y se sumerge el cilindro del rotor hasta la marca que se encuentra grabada en el exterior del rotor. 3- Se pone en marcha el motor y se coloca en su posición más baja el botón que acciona la caja de velocidades para obtener la más alta velocidad (600 r.p.m) . Se mantiene la agitación durante 10 a 15 segundos hasta obtener una lectura constante en el dial, y se anota este valor. 4- Cambiar la velocidad de rotación a 300 rpm y registrar la lectura del dial , una vez que se estabilice la misma. 5- Para el cálculo se utilizan las siguientes ecuaciones: Viscosidad Plástica (cps) = Lectura a 600 rpm - Lectura a 300 rpm.2 Punto cedente (lbs/100 pies2) = Lectura a 300 rpm - viscosidad plástica.2 6- Se debe indicar también la temperatura a la que fue realizada la prueba.
D.-RESISTENCIA DE GELATINOSIDAD. 1- Agitar la muestra anterior por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que permanezca sin perturbar por 10 segundos. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner en marcha el motor. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 Segundos. 2- Agitar la muestra nuevamente por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que permanezca quieta por 10 minutos. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner en 2
- Manual of drilling fluids technology. N.L Baroid.
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marcha el motor. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 minutos.
E- FILTRACION API. EQUIPO: Filtro prensa API. PROCEDIMIENTO: 1- Se seca cuidadosamente todo el conjunto de filtro prensa, interior y exteriormente. 2- Se arma la tapa inferior y la celda, asegurándose , que la empacadura, el tamiz y el papel de filtro estén colocados correctamente. 3- Se llena la celda con lodo hasta 1 cm del borde . Este volumen es alrededor de 600 cc. Luego se coloca el conjunto en la base o marco del filtro-prensa. 4- Cuidadosamente se coloca la empacadura y la tapa superior y se aprieta el tornillo T lo suficiente para impedir la pérdida de presión. 5- Se coloca un cilindro graduado y seco debajo del tubo de drenaje para recoger el filtrado. 6- Se cierra la válvula de purga y se aplica una presión de100 lb/pulg2. 7- Luego de 30 minutos se corta la presión y se abre lentamente la válvula de purga. Se lee el volumen de agua que haya en el cilindro graduado y se anota el mismo, en cc, como pérdida de agua API. 8- Se desenrosca el tornillo T y se quita el conjunto de la base . Debe asegurarse primero que se haya liberado toda la presión. Se desarma el conjunto, se descarta el lodo con mucho cuidado para salvar el papel filtro con un mínimo de daño al revoque. Se lava el revoque depositado con una corriente suave de agua. 9- Se mide el espesor del revoque en 32 avos de pulgadas . Se anotan sus características tales como : delgado , grueso , áspero, flexible, quebradizo, gomoso, etc.
E.- FILTRADO ALTA PRESION - ALTA TEMPERATURA. EQUIPO: Filtro prensa HT-HP. PROCEDIMIENTO: 1- Conectar el elemento de calentamiento al voltaje correcto para la unidad antes de hacer la prueba. Colocar el termómetro en la cavidad correspondiente. Precalentar el elemento de calentamiento hasta 310 ºF. ( 10 ºF sobre la temperatura de prueba ). Ajustar el termostato para mantener la temperatura deseada. 2- Agitar la muestra de lodo por 10 minutos. 3- Preparar la celda con papel filtro y llenarla con la muestra de lodo , teniendo cuidado de llenar la celda como máximo hasta ½ pulgada por debajo de la parte superior para permitir la expansión. 4- Colocar la celda dentro del elemento de calentamiento, teniendo las válvulas de las partes superior e inferior cerradas.Transferir el termómetro a su cavidad en la celda. 5- Colocar la unidad de presión sobre la válvula superior y asegurarla colocando el pasador correspondiente. 6- Colocar la unidad receptora de baja presión sobre la válvula inferior y asegurarla colocando el pasador correspondiente. 7- Aplicar 100 lpc a ambas unidades de presión y abrir la válvula superior ¼ de vuelta en la dirección contraria a las manecillas del reloj. 8- Al alcanzar la temperatura de 300 ºF , aumentar la presión de la unidad superior a 600 lpc y abrir la válvula inferior ¼ de vuelta para comenzar la filtración. 9- Mientras la prueba se realiza, la temperatura de prueba debe mantenerse dentro de un rango de +/- 5 ºF. El filtrado debe drenarse cuidadosamente de la cámara receptora cuando la contrapresión excede de 100 lpc. 10-Después de 30 minutos, cerrar ambas válvulas y aflojar el tornillo T del regulador de presión . Recolectar todo el filtrado y agotar toda la presión de la unidad inferior y luego agotar la presión del regulador superior . Remover la cámara de la camisa de calentamiento y enfriarla a temperatura ambiente en
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posicion vertical. La cámara contiene aún 500 lpc aproximadamente 11-Medir la cantidad de filtrado recolectado y multiplicar este valor por dos. Registrar el resultado como cc de filtrado HT-HP, junto con la temperatura de la prueba. 12-Después que la cámara esté fria, desahogar la presión cuidadosamente a través de la válvula opuesta al papel filtro. Luego abrir la otra para agotar cualquier presión que aún exista. Desarmar la cámara y desechar la muestra de lodo . Observar y anotar la condición del revoque.
F.- CONTENIDO DE ARENA. EQUIPO: Kit de prueba de arena. PROCEDIMIENTO: 1- Llenar el tubo hasta la marca de 50 cc con lodo. Luego agregar agua hasta la marca de 100 cc. tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar vigorosamente. 2- Verter la mezcla sobre el tamiz límpio y previamente mojado. Descartar el líquido que pasa a través del tamiz. agregar más agua a la probeta, sacudir y verter de nuevo sobre el tamiz . Repetir hasta que el agua de lavado esté clara . Lavar la arena retenida sobre la malla con una corriente suave de agua para eliminar las partículas de lodo. 3- Fijar el embudo en la parte superior del tamiz, invertirlo lentamente , colocando el pico del embudo en la boca del tubo y con una corriente suave de agua, del lado del tamiz opuesto a donde se depositó la arena . Pasar la arena a la probeta . Dejar decantar la arena en el fondo de la probeta. 4- Observar el volumen de arena depositado y expresar el valor obtenido como porcentaje de arena contenido por el lodo.
G.- CONTENIDO DE LIQUIDOS Y SOLIDOS. EQUIPO: Retorta. PROCEDIMIENTO: 1- Limpiar y secar la cámara antes de cada uso . Asegurarse que el interior de la cámara permanece uniforme. 2- Obtener una muestra recientemente agitada , asegurándose que todo el aire y gas ha sido liberado. 3- Depositar 10 cc de lodo en la cámara de la retorta. 4- Colocar la tapa sobre la cámara y limpiar el exceso de lodo que sale a través del orificio. 5- Colocar lana de acero en la cámara superior. 6- Agregar lubricante en la rosca de la cámara inferior y enroscarla en la cámara superior. 7- Colocar la cámara en el calentador. 8- Colocar una probeta graduada de 10 cc bajo la espiga de la unidad de condensación y conectar la retorta. 9- Dejar que la retorta caliente hasta tanto la condensación cese (+/- 30 minutos), y luego permitir 10 minutos de calentamiento adicional. 10-Leer el volumen de aceite y agua recolectado y expresarlo en porcentaje. 11-Por diferencia al 100% determinar el porcentaje de sólidos.
H.- DETERMINACION DE PH. EQUIPO: pHmetro PROCEDIMIENTO: 1- Hacer los ajustes necesarios para poner el amplificador en funcionamiento.
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2- Calibrar el medidor con soluciones de pH conocido. 3- Lavar los extremos de los electrodos y secarlos cuidadosamente. 4- Insertar el electrodo en la muestra de prueba en un recipiente pequeño. 5- Rotar el fluido alrededor del electrodo rotando el recipiente. 6- Cuando se estabilice el indicador, leer el valor de pH. 7- Reportar el pH del lodo a la aproximación de 0.1 de unidad.
I.- ALCALINIDAD DE FILTRADO. EQUIPO: Acido sulfúrico 0.02 N, pipeta graduada de 1 cc, pHmetro. PROCEDIMIENTO: 1- Colocar 1 cc o más de filtrado en un recipiente pequeño. 2- Agregar gota a gota , acido sulfúrico 0.02 N, agitándolo hasta obtener un pH de 8.3. 3- Registrar la alcalinidad del filtrado Pf como el número de cc de ácido sulfúrico 0.02 N requerido por cc de filtrado. 4- A la muestra anterior que ha sido titulada al punto final Pf , agregar gota a gota ácido sulfúrico 0.02 N , agitándolo hasta obtener un pH de 4.3 medido con pHmetro. 5- Reportar la alcalinidad del filtrado Mf, como el total de cc de ácido sulfúrico 0.02 N por cc de filtrado requerido para alcanzar el punto final de titulación , incluyendo el requerido para el punto final Pf.
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J.- ALCALINIDAD DEL LODO. EQUIPO: Acido sulfúrico 0.02 N, pipeta graduada de 1 cc, pHmetro. PROCEDIMIENTO: 1- Colocar 1 cc de lodo en un recipiente. Diluir la muestra de lodo con 25 cc de agua destilada. agregar gota a gota ácido sulfúrico 0.02 N , agitándolo hasta obtener un pH de 8.3 medido con el electrodo de vidrio. 2- Reportar la alcalinidad del lodo Pm , como el número de cc de ácido sulfúrico requerido por cc de lodo.
K.- CONTENIDO DE CLORUROS. EQUIPO: Nitrato de plata 0.0282 N , cromato de potasio, pipeta de 1 cc, taza de titulación, agua destilada. PROCEDIMIENTO: 1- Agregar un cc de filtrado en un recipiente de titulación límpio y seco. 2- Añadir 4 o 5 gotas de cromato de potasio. 3- Agregar,gota a gota,y en agitación continua, nitrato de plata hasta obtener un color rojo ladrillo. 4- Reportar: Cloruros (ppm) = cc de nitrato * 1000.
L- CONTENIDO DE CALCIO.
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EQUIPO: Trietanolamida al 10% , solución NaOH 1 N , indicador calver II , versanato de 400 ppm, pipeta de 1 cc, taza de titulación agua destilada. PROCEDIMIENTO: 1- Agregar un cc de filtrado en el recipiente de titulación límpio y seco. 2- Diluir con 25 cc de agua destilada. 3- Agregar 5 cc de trietanolamida al 10% (la solución se torna blanca). 4- Agregar 2 cc de solución de NaOH 1 N, a fin de eliminar el magnesio soluble. 5- Agregar indicador Calver II (la solución se torna azul). 6- Titular con solución versanato (400 ppm) gota a gota y en agitación continua hasta lograr el cambio de color a violeta. 7- Reportar: ppm calcio = cc de versanato * 400
M.- CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIONICO. EQUIPO: Kit de prueba para azul de metileno. PROCEDIMIENTO: 1- Agregar 10 cc de agua destilada en el matraz. 2- Agregar 1 cc de lodo,15 cc de agua oxigenada al 3%, 0.5 cc de ácido sulfúrico 5 N. 3- Colocar el matraz sobre el calentador y dejar hervir suavemente durante 10 minutos. 4- Diluir hasta aproximadamente 50 cc con agua destilada. 5- Agregar solución de azul de metileno de 0.5 cc en 0.5 cc revolviendo el contenido del matraz luego de cada adición durante 30 segundos . Tomar una gota del líquido con la varilla de agitación y colocarla sobre el papel de filtro . El punto final de la titulación se alcanza cuando el tinte aparece como una aureola. 6- Reportar: lpb de bentonita = 5 * cc de azul de metileno.
N.- DETERMINACION DE CARBONATOS. EQUIPO: Tren de Garret PROCEDIMIENTO: 1- Colocar la bombona de nitrógeno. 2- Añadir 20 cc de agua destilada en la cámara 1. 3- Añadir 5 gotas de octanol defoarmer en la cámara 1. 4- Instalar la tapa del tren de Garret con sus o- rings. 5- Ajustar el tubo de dispersión cerca de 5 mm del fondo. 6- Conectar la manguera al vaso de dispersión de la cámara 1 y permitir el flujo de nitrógeno para limpiar todo el gas en el sistema. 7- Desahogar todo el aire de la bolsa e instalar la manguera en la cámara 3. 8- Inyectar 1 cc de filtrado y 10 cc de ácido sulfúrico 5 N en la cámara 1 .Agitar el equipo y abrir la llave de paso a la manguera. 9- Permitir el paso de nitrógeno lentamente hasta que la bolsa esté completamente llena. 10-Cerrar la válvula de paso hacia la bolsa y desconecte la presión. 11-Sacar la manguera de la cámara 3 e instálela al tubo drager. 12-Formar vacio en la bolsa a través de tubo drager. 13-Medir la longitud del color púrpura en el tubo drager. 14-Reportar: GGT Carbonatos (mg/l) = longitud púrpura * 25.000. 15-Límpie la cámara. 16-Realice el mismo procedimiento sin filtrado a fin de determinar el factor de
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corrección por agua destilada.
REGLAS NEMOTECNICAS.
1.- DESPLAZAMIENTO DE TUBERIA EN BLS/100 PIES
= peso de la tuberia en lbs / pie x .03638 2.-VOLUMEN EN EL HOYO EN BLS /1000 PIES =(diametro del hoyo)2 3.- CAPACIDAD ANULAR (BLS/PIE) 102
2
(diam.hoyo pulg) - (diam ext. tuberia pulg) 1029
2
o
(ID) 1029
2
4.- VIACOSIDAD MARSH CUATRO VECES EL PESO DEL LODO (LPG) LA MITAD DEL PESO DEL LODO (LPC)
5.- INCREMENTO DE PESO Diez sacos de barita incrementan el peso en .1 lpg por cada 100 bls de lodo Peso deseado x 5 = sacos de barita por cada 100 bls de lodo y por cada lpg
6.- VELOCIDAD CRITICA
Vc = 3.8 v PC/W x 60 Donde: PC = punto cedente W = peso de lodo lpg 7.- PORCENTAJE DE SOLIDOS EN LODOS PESADOS. (15-16 LPG) Dos (2) por el peso del lodo (lpg) 8.- INCREMENTO DE VOLUMEN Quince (15) sacos de barita incrementan el volumen en un barril Con un saco de bentonita de alto rendimiento (100 bls/ton) se preparan 5 bls de lodo Con un (1) saco de altapulgita se preparan 4 bls. (lodo salino) Cuatro (4) sacos de cemento incrementan el volumen en 1 bl. 9.- INCREMENTO DE VISCOSIDAD Diez (10) sacos de bentonita de alto rendimiento (100 bls/ton) incrementan la viscosidad de embudo en + seg/qto gal.
10.- PESO ESTIMADO DEL ACEITE Cuando no se conoce la gravedad API del aceite, se asume un peso de 7.0 lpg 11.- SACOS DE BICARBONATO DE SODIO PARA TRATAR CONTAMINACIONES CON CEMENTO Un (1) saco/barril de cemento 12.- PUNTO CEDENTE OPTIMO PC= peso del lodo (lpg)
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13.- PORCENTAJE DE ACEITE %Gas Oil = 24 - peso del lodo (lpg) 14.- CANTIDAD DE BENTONITA A MEZCLAR + 25 sacos / 100 bls de agua. 15.- DIFERENCIAS DE VISCOSIDADES DE EMBUDO Entre la descarga y la succion no mayor de 10 seg/qto gal
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