INDICE
INDICE DE FIGURAS ..................................................................................................................... 2 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 4 4.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. ............................................................... 5 4.2 FACTORES DE INFLUENCIA .............................................................................................. 11 4.3 SELECCIÓN DEL PROGRAMA DE FLUIDOS .................................................................. 18 4.4PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ...................................................................................... 23 4.5 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS .................................................................................. 34 4.6 PRUEBAS DEL DIAGNOSTICO AL FLUIDO .................................................................... 41 4.7 ANÁLISIS QUÍMICOS ............................................................................................................ 45 4.8. ADITIVOS Y REACTIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ...................................... 46 CONCLUSIÓN ................................................................................................................................ 54 FICHA BIBLIOGRÁFICA .............................................................................................................. 55
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INDICE DE FIGURAS ILUSTRACION 4.1.1 pozo vertical con lodo de control…………………………………............... 6 ILUSTRACION 4.1.2 pozo direccional…………………………………………………….…........... 6 ILUSTRACION 4.1.3 barrena con circulación de fluidos………………………………....…. …....7 ILUSTRACION 4.1.4 revoque de la pared del pozo………………………………….….............. .7 ILUSTRACION 4.1.5 presiones de subsuelo……………………………………………….……… .8 ……………………………………………………….…8 ……….…8 ILUSTRACION 4.1.6 ejemplo de trixotopia ………………………………………………
ILUSTRACION 4.1.7 balance de densidad………………………………………………………..…9 ILUSTRACION 4.1.8 ejemplo de daño a la formación………………………………………..….....9 ILUSTRACION 4.1.9 pozo vertical…………………………………………………………..…….....10 ILUSTRACION 4.1.10 ejemplo de registro , obtención de muestras……………………………...10 ILUSTRACION 4.1.11 ejemplo de caballaje hidráulico………………………………………….....10 ILUSTRACION 4.1.12 ejemplo de corrosión………………………………………………………...11 ILUSTRACION 4.2.1 formula de velocidad de perfora ción………..................................... .........12 ILUSTRACION 4.2.2 tabla de la descripción de la fórmula de la velocidad de perforación ……12 ILUSTRACION 4.2.3 desplazamiento del fluido atraves de l a sarta de perforación …………….12 ILUSTRACION 4.2.4 ejemplo de la limpieza del agujero…………………………………………..14 ILUSTRACION 4.2.5 soporte de la presión de la tubería…………………………………………..16 ILUSTRACION 4.3.1 fluidos de perforación ………………………………………………………....19 ……………………………………..……………....20 ILUSTRACION 4.3.2 tipos de pozos a perforar p erforar ……………………………………
ILUSTRACION 4.4.1 agentes densificantes………………………………………………………....24 ILUSTRACION 4.4.2 balanza de lodos…………………………………………………………….…25 ILUSTRACION 4.4.3 tipo de vi scosidades………………………………………………………... ....26 ILUSTRACION 4.4.4 medición por embudo…………………………………………………… embudo……………………………………………………........27 ILUSTRACION 4.4.5 fuerza de gel………………………………………………………………..…..29 ILUSTRACION 4.4.6 grafica de gelificacion……………………………………………………….....30 filtracion…………………………………………………………………… …………………………………..…...31 ILUSTRACION 4.4.7 filtracion…………………………………
ILUSTRACION 4.4.8 pasos para calcular el pH……………………… pH…………………………………………… ……………………..……….34
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ILUSTRACION 4.6.1 estabilidad e integridad……………………………………………..………….42 CST………………………………………………………….…………..44 ILUSTRACION 4.6.2 equipo CST…………………………………………………………
ILUSTRACION 4.6.3 actividad del lodo base aceite…………………………………………………45 ILUSTRACION 4.8.1 bentonita……………………………………………………………………….....47 atapulguita……………………………………………………………… ……………………………………………………... ……......47 ILUSTRACION 4.8.2 atapulguita………………
ILUSTRACION 4.8.3 asbesto…………………………………………………………………………. .48 .48
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INTRODUCCIÓN Es importante tener presente la planeación de una plataforma o de algún proyecto de perforación, para que nuestros proyectos p royectos o trabajos tengas éxitos, seguidamente de estas planeaciones y consideraciones considerac iones que se tomen en cuentan , en el momento de ir armando una plataforma o algún proyecto de perforación, De este nacerá un diseño que cumplirá cumplirá con todas las características con las cuales se planearon anteriormente. El diseño de cada uno de los planes o trabajos que se rea lizan, deberán contar con sus respectivos diseños ya que cada uno de ellos son diferentes y serán usados para tareas únicas y especificas es por eso que todo debe de ir perfectamente planificado ya que estos dos puntos van juntos de la mano y para que se realicen correctamente ambos procesos se deben de considerar ambos factores en la industria petrolera. Las diversas planificaciones que se tendrán en cuenta en el amplio campo laboral de la industria petrolera tendrán como objetivo lograr perforar pozos pétroleros en forma eficiente, segura, económica y que esta permitirá la e xplotación adecuada de los hidrocarburos que se encuentren en nuestro yacimiento y junto con esto alcanzar la optimización de la perforación e incrementar la eficiencia de las operaciones involucradas en la perforación de pozos pétroleros. Las múltiples prácticas, procedimientos empleados durante los diversos diseños y diversas operaciones en el pozo, son determinadas usualmente por prácticas comunes y costumbres en las áreas experiencias,
habilidad del personal,
procedimientos y políticas de la empresa (esto dependerá de normas y reglas que la empresa ente trabajando, siempre y cuando cumpla los requisitos de seguridad al personal, al medio ambiente y la fauna que los rodea). Es por ello que esta investigación de trabajo se les piensa mostrar los pasos más importantes para llegar a todo lo anteriormente mencionado.
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4.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. RETIRAR LOS RECORTES DEL FONDO DEL AGUJERO, TRANSPORTARLOS Y LIBERARLOS EN LA SUPERFICIE. SUPERFICIE. - La velocidad de flujo en el espacio anular es el parámetro clave para vencer el efecto de la gravedad (100 y 200 pies/min).
- La densidad y la viscosidad también contribuyen a mejorar la capacidad transportadora de un fluido.
-Los recortes y los sólidos deben retirarse en la superficie para obtener un fluido limpio que se pueda bombear de nuevo hacia el agujero a través de la sarta.
-La arena es muy abrasiva y si no se remueve dañará las bombas de lodo, las líneas , los tubulares y el equipo de subsuelo.
Ejemplo en pozos vertical y direccional:
ILUSTRACION 4.1. 4.1. 1 pozo vertical con lodo de control
ILUSTRACION 4.1. 2 pozo direccional
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ENFRIAR Y LUBRICAR LA BARRENA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN: Conforme la barrena y la sarta de perforación giran contra la formación, se genera una gran cantidad de calor . El fluido de perforación absorbe el calor generado y lo lleva a la superficie, donde se libera a la atmósfera. El fluido de perforación debe tener algunas propiedades de lubricación que ayudarán a reducir el torque y la fricción.
ILUSTRACION 4.1.3 barrenas con circulación de fluidos
DEPOSITAR UN REVOQUE DE PARED IMPERMEABLE
Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque delgado y de baja permeabilidad en la pared del agujero frente a las formaciones permeables para consolidarlas.
La presión diferencial resultará en invasión del fluido, la cual en ausencia de un revoque empujaría al lodo o a su filtrado hacia la formación.
-La pérdida de lodo o de filtrado causará daños a la formación.
ILUSTRACION 4.1.4 revoque de pared de pozo
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CONTROLAR LAS PRESIONES DEL SUBSUELO
La presión hidrostática del lodo debe ser suficiente para prevenir un brote imprevisto del pozo.
La densidad del lodo (peso del lodo) es el factor de control.
Una ecuación para obtener la presión hidrostática ejercida por la
columna de lodo es: PH(psi ) =
(Profundidad Vertical pies) x (densidad del lodo, lb/gal) x (0.052).
Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se perforan frecuentemente con aire, gas,
ILUSTRACION 4.1.5 Presiones de subsuelo
niebla, espuma rígida, lodo aireado o fluidos especiales de densidad ultrabaja (generalmente a base de petróleo).
SOSTENER LOS RECORTES Y EL MATERIAL PESADO EN SUSPENSIÓN CUANDO SE DETENGA LA CIRCULACIÓN Esto se logra con buenas propiedades tixotrópicas del fluido. La tixotropía es la capacidad de un fluido de desarrollar resistencia de gel con el tiempo cuando se le deja en reposo, pero permitiéndole regresar a su estado fluido al aplicarle agitación mecánica.
ILUSTRACION 4.1.6 ejemplo de tixotropía
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SOPORTAR PARTE DEL PESO DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN Y DE REVESTIMIENTO
Conforme un pozo es perforado a mayor profundidad, el peso de las sartas de perforación y de revestimiento se convierte en un factor crítico.
El lodo ayuda a reducir el peso de las sartas conforme ellas flotan hacia arriba por una fuerza de empuje igual al peso del lodo desplazado.
ILUSTRACION 4.1.7 balance de densidad
EVITAR DAÑOS DE PERMEABILIDAD EN LA ZONA PRODUCTIVA El fluido utilizado para perforar la zona de producción tendrá un impacto importante en la productividad del pozo. La pérdida de la producción resulta de: 1. -Arcillas hinchadas por hidratación, 2. Poros del yacimiento bloqueados con sólidos y/o gotas de micro-emulsión. ILUSTRACION 4.1.8 ejemplo de daños a la formación
PERMITIR LA OBTENCIÓN INFORMACIÓN DE LAS FORMACIONES PENETRADAS Las propiedades del fluido no deben interferir con el programa de registro, deben facilitar la obtención de la información deseada. Por ejemplo, el lodo debe tener una resistividad definida para que cuando los registros se corran se pueda derivar la resistividad de la formación.
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ILUSTRACION 4.1.9 pozo vertical
ILUSTRACION 4.1.10 ejemplo de registros, obtención de muestras por medio del fluido de control
TRANSMITIR CABALLAJE HIDRÁULICO A LA BARRENA El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia hidráulica hasta la barrena.
Las propiedades de flujo del lodo ejercen una influencia considerable sobre la hidráulica. Ellas se deben optimizar para lograr una hidráulica óptima. Una hidráulica adecuada promueve altas velocidades de penetración.
ILUSTRACION 4.1.11 ejemplo de caballaje hidráulico
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PROTEGER LA SARTA DE PERFORACIÓN CONTRA LA CORROSIÓN
El fluido de perforación debe ser no corrosivo.
La corrosión aumentará conforme disminuye el PH.
La corrosión puede llevar a: 1. Roturas de la tubería por chorro erosivo (lavado). 2. Fallas en la bomba de lodos. 3. Fugas en las líneas de superficie.
ILUSTRACION 4.1.12 ejemplo de corrosión
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4.2 FACTORES DE INFLUENCIA Existen ciertos factores que se ven afectados por el uso del fluido de perforación o lodo, estos factores tienen una repercusión importante en las actividades que se realizan durante la perforación y se tienen que tomar en cuenta para lograr obtener un agujero de manera exitosa. Estos factores son:
Velocidad de perforación Este término es usado para determinar el rendimiento de las pe rforadoras y se mide mediante los metros perforados durante un tiempo determinado, es decir metros po r horas o metros por minutos. El que determina las velocidades máximas de perforación es la broca o tricono que estemos usando, esta es nuestra limitante es por eso que debemos escoger adecuadamente la broca para el tipo de terreno en el vamos a trabajar. Con la siguiente formula podemos calcular la velocidad máxima de perforación de una broca de acuerdo con el largo de sus insertos.
ILUSTRACION 4.2. 1 formula de velocidad de perforación
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Descripción VP
Velocidad de penetración
Li
Largo del inserto en milímetros
1.4
Constante
RPM RPM de perforación 1000 Constante ILUSTRACION 4.2. 3 tabla de la descripción de la formula de velocidad de pe rforacion
ILUSTRACION 4.2. 2 desplazamiento del fluido atraves de la sarta de perforación
Limpieza del agujero
La velocidad anular, el punto de cedencia y la gelatinosidad del fluido de perforación, deben ser mantenidos en los valores apropiados. Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un f luido de perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.
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• La
limpieza del agujero es esencial para
asegurar una
adecuada
transferencia
de esfuerzo entre el anclaje y el material (tanto anclajes mecánicos como químicos).
• Un método de limpieza bueno es el que incluye
al menos, dos pasadas de soplado, soplado de dos en dos, y entre las dos sopladas, dos ILUSTRACION 4.2. 4 ejemplo de la limpieza del agujero
pasadas del cepillo.
Problemas y síntomas de limpieza Los problemas relacionados con la limpieza ineficiente del agujero incluyen:
Disminución de la vida de la barrena
Velocidad de penetración más lenta que resulta de volver a moler los recortes ya perforados
Rellenos del hoyo cerca del fondo del agujero durante los viajes cuando la bomba de lodo esta apagada.
Formación de puentes en el espacio anular lo que puede conducir a pegamientos de la sarta.
Aumento en la densidad del espacio anular y, a su vez, en la presión hidrostática del lodo en el anula. Este incremento de la presión hidrostática del lodo puede causar la fractura de una formación débil expuesta, lo que da por resultado perdida de circulación.
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Programas de revestimiento Durante la construcción de un pozo de petróleo los procesos de revestimiento y cementación son de vital importancia para el mismo, dado que una deficiente selección y fallas en los cálculos traerían drásticas consecuencias; tales como incremento de los costos, riesgo de pérdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad. Por tal motivo al momento de diseñar el revestimiento y cementar un pozo petrolero se deben tomar en cuenta las nuevas técnicas, así como las prácticas operacionales dirigidas hacia ambos procesos. El diseño óptimo de un revestidor se asegura en la selección adecuada y económica de tuberías revestidoras, así como su duración y capacidad de resistencia a las condiciones a encontrar durante la perforación y vida útil del pozo. Parámetros que intervienen en el diseño de revestimiento. Las funciones elementales de una tubería de revestimiento son:
Soporta las paredes del pozo y detiene las tendencias de derrumbes de las formaciones no consolidadas.
Evitar contaminación de agua superficial.
Evita el escape de los fluidos de la formación a través del pozo de un estrato a otro.
Sirve de punto de apoyo del equipo de trabajo.
El número de sartas de revestimiento que pueden introducirse en un pozo depende de las presiones que se esperan en el subsuelo. Generalmente se usan de dos a tres tipos de revestimiento más un tubo protector en la parte más superficial. Estas tuberías se les conoce como:
Tubo Conductor o Protector
Revestimiento Superficial
Revestimiento Intermedio
Revestimiento de Producción
Para diseñar la tubería de revestimiento deben conocerse los esfuerzos a la cual estará sometida y las diferentes características del tipo de tubería a usarse. Al
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introducir una tubería en el hueco, estará sometida simultáneamente a tres esfuerzos principales, los cuales son:
Esfuerzo a la Tensión, originado por el peso que ejerce la sarta.
Esfuerzo al Colapso, originado por la presión de la columna hidrostática ejercida hacia la tubería.
Esfuerzo al Estallido, originada por la presión del fluido en el interior de la tubería.
Habrá que tomar en cuenta además los factores de diseño, conocidos como factores de seguridad, y que varían según el área y el criterio del diseñador. Lo que se debe tener siempre en mente es que por lo menos el diseño sea seguro. El rango de valores usados en la industria como factores de diseño es: • Para tensión de 1.6 a 2.0 • Para colapso de 1.1 a 1.33
ILUSTRACION 4.2. 5 soporte dela presión de una tuberia
• Para estallido de 1.0 a 1.25
Evaluación de la formación El fluido de perforación se debe diseñar de manera que tenga el mínimo efecto sobre la formación productora. La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Las condiciones físicas y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología, la velocidad de
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penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes. Los registros eléctricos con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de obtener información adicional. También se pueden obtener núcleos de pared usando herramientas transportadas por cable de alambre. Los registros con cable incluyen la medición de las propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia magnética de la formación, para identificar la litología y los fluidos de la formación. Herramientas de LWD están disponibles para obtener un registro continuo mientras se perfora el pozo. También se perfora una sección cilíndrica de la roca (un núcleo) en las zonas de producción para realizar la evaluación en el laboratorio con el fin de obtener la información deseada. Las zonas productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la realización de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formación (DST) para obtener datos de presión y muestras de fluido. Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron. Los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los lodos que contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formación. La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos. Las herramientas de registro con cable deben ser introdu cidas desde la superficie hasta el fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son
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retiradas del pozo. Para un registro con cable óptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y suspender cualesquier recortes o derrumbes. Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los r evoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.
La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un núcleo solamente para determinar la litología (análisis mineral), el tipo de lodo no es importante. Si el núcleo será usado para estudios de inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un lodo “suave” a base de agua, de pH neutro, sin agentes
tensioactivos o diluyentes. Si el núcleo será usado para medir la saturación de agua del yacimiento, se suele recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad mínima de agentes tensioactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos.
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4.3 SELECCIÓN DEL PROGRAMA DE FLUIDOS Diseño de fluidos Para el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido de control, de acuerdo con las profundidades
de
cada
contacto
litológico. De esta forma, se determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos químicos para contingencias, con la finalidad de asentar correctamente las tuberías de revestimiento,
para
ello
debe
ILUSTRACION 4.3. 1 fluidos de perforación
considerarse lo siguiente:
Pozos exploratorios Los datos proporcionados por los registros sísmicos, y de geo presiones, levantamientos geológicos, profundidad del pozo, numero de tuberías de revestimiento que se van a asentar y cálculo de las densidades requeridas.
Pozos de Desarrollo En la determinación de estos programas se cuenta con muchos datos disponibles tales como programas de fluidos de los pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos y pruebas de laboratorio y de campo; máster de interpretación litológica de la compañía Rótenco, asentamiento de tuberías de revestimiento en los pozos vecinos comportamiento del fluido utilizado en cada etapa perforada en pozos correlacionados, etcétera
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TIPO DE FORMACIÓN A PERFORAR
POZOS EXPLORATORIOS POZOS DESARROLLADOS
DATOS
ESTUDIOS GEOFÍSICOS
POZOS CORRELATIVOS
ESTUDIOS GEOLÓGICOS
•
,
CONTAMINANTES GASESDE FORMACIÓN, CO2, H2S, CH4, C2H5, FLUIDO DE AGUA SALADA, YESO, ANIHIDRITA, DEGRADACION DE ADITIVOS QUIMICOS
ANÁLISIS Y CARACTERISTICAS
CONDICIONES OPERATIVAS
SELECCI N DEL FLUIDO DE CONTROL:
HIDRÁULICA, DENSIDAD DE TRABAJO, DISPONIBILIDA DE EQUIPO:
BASE AGUA: BENTONÍTICO, DISPERSO INIHIBIDO, POLIMÉRICO DISPERSO, POLIMÉRICO INIHIBIDO
BOMBAS DE LODO PLANTAS DE LODO EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS Y GAS
ILUSTRACION 4.3. 2 tipos de pozo a perforar
SALADOS: FORMIATOS, BASE ACEITE: EMULSIÓN INVERSA CON SALMUERA DE CALCIO, EMULSIÓN INVERSA REBAJADA SIN ASFALTO.
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Tipo de pozo - Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores. •
Consideraciones ambientales
- La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes. •
Requerimientos de Control de Pozos
- El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación. •
-
Estabilidad del agujero Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita - Inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo.
•
Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo
- El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada. •
Desempeño de perforación
- El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación.
Programa de fluidos de perforación para todo el pozo Las siguientes recomendaciones aplican para la perforación de todo el pozo: Las propiedades fisicoquímicas y densidades del lodo recomendadas para cada etapa deberán ser ajustadas en base al comportamiento real del pozo
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Evaluar los perfiles de limpieza del pozo, densidad equivalente de circulación, optimizando el gasto para disminuir los riesgos de pérdida de circulación por inducción.
Tiempos de circulación necesarios en base a las condiciones de operación para una adecuada limpieza del agujero y evitar posibles empacamientos por recortes.
Mantener monitoreo de incremento de densidad de acuerdo al programa y corridas de hidráulica virtual (importante monitoreo DEC); en caso, de que las condiciones del pozo lo requieran la densidad del fluido podrá ajustarse a valores no programados previa evaluación del comportamiento del pozo y una vez que se hayan realizado los pasos necesarios para descartar algún otro tipo de problemática.
La velocidad de introducción de las TR´s será evaluada a las condiciones finales de cada etapa y previo a la operación misma, con el objetivo de minimizar o evitar pérdidas inducidas por pistoneo, tomando c omo referencia el gradiente de fractura y acondicionamiento del fluido en cuanto a sus propiedades reológicas.
Se realizará la evaluación con el programa Opti Stress con los datos proporcionados de la formación para sugerir la mezcla de LCM y efectuar el reforzamiento y aumentar la integridad de las paredes del agujero. Considerando los problemas presentados en los pozos correlativos, en la zona de arenas y micro fracturas de las lutitas.
Mantener Dilución y uso de centrifugas de acuerdo con el comportamiento de sólidos perforados.
Se graficará la densidad real del fluido con respecto a sus propiedades, conforme avance la perforación, para ser validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, ingeniero de pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.
Vigilar y exigir que el equipo de control de sólidos tenga las mallas recomendadas, para que el fluido esté siempre limpio y las propiedades
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dentro de sus parámetros, para aprovechar la mejor hidráulica, acarreo, y mitigar riesgos potenciales de pegaduras diferenciales y de colapso de agujero.
Realizar tres (3) análisis diario al fluido de control; por lo que, es necesario mantener los equipos de laboratorio calibrados y los reactivos en buen estado, con la finalidad de obtener valores representativos que faciliten la interpretación de los resultados físico-químicos obtenidos. Para establecer las propiedades del fluido de control a condiciones de fondo, es necesario efectuar una prueba completa al fluido de control en la salida, detectar los efectos de la temperatura sobre el fluido y definir el tratamiento necesario para mantenerlo en buenas condiciones.
Aplicar buenas prácticas de perforación en todo momento y así mismo se requiere de muy buena comunicación con el equipo de trabajo.
Se correrá la hidráulica diariamente para evaluar los perfiles de limpieza del pozo, densidad equivalente de circulación optimizando el caudal (gasto), para disminuir los riesgos de pérdida de circulación.
Tiempos de circulación necesarios en base a las condiciones de operación para una adecuada limpieza del agujero y evitar posibles empacamientos por recortes.
Mantener monitoreo de incremento de densidad de acuerdo al programa y corridas de hidráulica virtual (importante monitoreo DEC).
Mantener especial cuidado en los volúmenes del sistema activo y reportar cualquier indicio de aumento o disminución de este.
Los sólidos de baja gravedad específica deberían ser mantenidos al nivel más bajo posible, mediante los equipos de control de sólidos. Los filtrados bajos reducen la pérdida de fluidos hacia la formación y la probabilidad de pegadura por presión diferencial en las formaciones muy permeables.
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4.4PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DENSIDAD. La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o completación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido de perforación debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozo sea suficiente para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perfora en bajo balance) y permita un margen de seguridad de 200 psi. Sin embargo, si el sobre balance es excesivo podría ocurrir atrapamiento diferencial, daño de formación (invasión excesiva de fluido) o fractura hidráulica (provocando pérdidas de fluido). Los agentes densificantes típicos incluyen los minerales barita (SG 4.2), dolomita (SG 2.8) y sales individuales para la formulación de una salmuera particular, se debe tomar en cuenta la temperatura y utilizar la balanza de lodos presurizada para obtener “el peso real” del sistema.
ILUSTRACION 4.4. 1 agentes densificantes
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INCREMENTO DE DENSIDAD La densidad del lodo se incrementa normalmente con la adición de más agente densificante. Las salmueras de varios tipos y densidades tienden a estar mezcladas en salmuera unificada para evitar inventarios excesivos de sal en sacos en la localización y para reducir labores de mezclado en el equipo. Sin embargo, se debe tener cuidado que la mezcla se mantenga en solución a las temperaturas esperadas del ambiente, en el conductor submarino o en el fondo del agujero.
REDUCCIÓN DE DENSIDAD Reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica del agente densificante o de los sólidos contaminantes. La remoción mecánica se logra con el uso de un equipo de control de sólidos
eficiente como la centrifuga de decantación que es por lo general, el método preferido. La dilución es también una manera eficiente de reducir la densidad del fluido de
perforación. Aunque con ello se pueden afectar fácilmente otras propiedades del fluido. Con salmueras cualquier dilución deberá hacerse con agua fresca y no con agua de mar con el fin de evitar problemas potenciales.
EQUIPO DE MEDICIÓN. Balanza de Lodo
ILUSTRACION 4.4. 2 balanza de lodos balanza de lodos
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PROPIEDADES REOLÓGICAS. La reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de fluidos. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de corte. Las propiedades reológicas fundamentales son la viscosidad y la resistencia del gel. La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante en el cálculo de:
Las pérdidas de presión por fricción.
Para determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes y desprendimientos a la superficie.
Para analizar la contaminación del fluido por sólidos, substancias químicas y temperatura.
Para determinar los cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje.
LA VISCOSIDAD La viscosidad se puede describir como la resistencia interna de un fluido a circular. Es una propiedad importante de los fluidos de perforación. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.
ILUSTRACION 4.4. 3 tipos de viscosidades
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La viscosidad y las propiedades reológicas de los fluidos de perforación tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Cuando un fluido es más viscoso tiene mejor capacidad para suspender los detritos de la roca y transportarlos hacia la superficie. Sin embargo, se necesita más presión para bombear los fluidos muy viscosos, provocando un desgaste natural adicional del equipo de perforación. Además, los fluidos viscosos son más difíciles de separar de los detritos.
VISCOSIDAD DE EMBUDO Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo La prueba consiste en medir el tiempo requerido para que un cuarto de galón (946ml) de lodo pase a través de un embudo y a continuación una taza el valor resultante. Este es un valor cualitativo de la viscosidad del lodo y que es comparado con la viscosidad verdadera
del
fluido
de
perforación. ILUSTRACION4.4. 4 medición por embudo Imedición por embudo
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La viscosidad de embudo se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No proporciona suficiente información para determinar las propiedades reológicas o las características de flujo de un fluido. Debería usarse en el campo para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido. Además, ningún valor en particular de la viscosidad de embudo puede ser adoptado como valor representativo de todos los fluidos. Lo que produce buenos resultados en un área puede fallar en otra; sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos de perforación a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los fluidos se controla a cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos. Sin embargo hay ciertas excepciones, como en las áreas donde se requiere el uso de fluidos de alta viscosidad.
VISCOSIDAD PLÁSTICA La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones
mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente del contenido de sólidos y de la forma y el tamaño de estos sólidos
PUNTO DE CEDENCIA (YP) El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada más por fuerzas
electroquímicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo. En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada de pozo.
INCREMENTO DEL PUNTO DE CEDENCIA YP Ocurre de forma “natural” cuando se presenta la floculación, después de la
introducción de contaminantes solubles específicos como por ejemplo la sal, la anhídrita y el yeso encontrados durante la perforación. También ocurre de forma natural a través de la contaminación de sólidos.
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Un incremento en la concentración de sólidos perforado s inmediatamente creará un incremento de atracciones entre las partículas. Mediante tratamiento químico: adiciones de viscosificadores químicos (como polímeros y arcillas), efectuadas con frecuencia para mantener las especificaciones del YP. Reducción de Punto de Cedencia El punto de cedencia puede ser reducido ya sea por medio de un tratamiento químico o mecánico: Tratamiento químico: La dispersión, la de floculación o el adelgazamiento,
neutralizarán las fuerzas de atracción Tratamiento mecánico: El uso de suficiente equipo de control de sólidos es el
método preferido. También podría lograrse por dilución pero ésta puede afectar al resto de las propiedades del fluido a menos que la concentración de sólidos sea alta.
TIXOTROPÍA O FUERZA GEL La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando se aplica un esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación base agua demuestran esta propiedad, debido a la presencia de partículas cargadas eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para formar unamatriz rígida.
ILUSTRACION 4.4. 5 fuerza de gel
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Las indicaciones de esfuerzo de gel tomadas con el viscosímetro FANN (VG) a intervalos de 10 segundos y 10 minutos, y a intervalos de 30 minutos para las situaciones críticas, proporcionan una medida del grado de tixotropía presente en el fluido. La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomenta o impide el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido.
ILUSTRACION 4.4. 6 grafica de gelificacion
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones. Los esfuerzos de gel excesivos pueden causar complicaciones, tales como las siguientes:
1. Entrampamiento del aire o gas en el fluido. 2. Presiones excesivas cuando se interrumpe la circulación después de un viaje. 3. Reducción de la eficacia del equipo de remoción de sólidos.
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4. Pistoneo excesivo al sacar la tubería del pozo. 5. Aumento brusco excesivo de la presión durante la introducción de la tubería en el pozo.
6. Incapacidad para bajar las herramientas de registro hasta el fondo.
FILTRACIÓN El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión Dispersión Temperatura Tiempo
Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite. Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva.
ILUSTRACION 4.4. 7 filtración
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SÓLIDOS Los sólidos son cuerpos que, debido a la gran cohesión de sus moléculas, mantienen su forma y volumen constantes. Toda partícula contenida en los fluidos de perforación. Forma de controlarlo conociendo su naturaleza físico química. Los lodos son, básicamente dispersión de arcilla en agua o aceite con varios aditivos para proveer las propiedades deseadas, los sólidos que contienen consisten, en arcillas, aditivos densificante y sólidos. Las partículas que co nstituyen un sólido están unidas entre sí por fuerzas muy intensas, de manera que resulta muy difícil separarlas; por ello los sólidos tienen una forma bien definida.
Clasificación de los Sólidos
Sólido activo.
2,3 -2,6 de gravedad específica.
Alta actividad o cedencia (Bentonita).
Efecto debido a las atracciones químicas y su presencia física (PC)
Considerados indeseables excepto por una pequeña fracción para construir el revoque.
Se controlan manteniendo el MBT por debajo de los niveles preestablecidos.
Tienen un efecto debido a su presencia física (VP)
PROPIEDADES QUÍMICAS Una propiedad química es cualquier propiedad de un material que se hace evidente durante una reacción química; es decir, cualquier cualidad que puede ser establecida solamente al cambiar la identidad química de una sustancia. En otras palabras, las propiedades químicas no pueden ser determinadas simplemente por ver o tocar la sustancia, la estructura interna debe ser afectada para que sus propiedades químicas sean investigadas. Las propiedades de un fluido son las que definen el comportamiento y características del mismo tanto en reposo como en movimiento.
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Entre las propiedades de los Fluidos tenemos:
Alcalinidad de una solución: Se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos.
Alcalinidad del Filtrado.
ESTABILIDAD ELÉCTRICA La estabilidad eléctrica (ES) de un fluido de perforación base oleosa es una propiedad relacionada a la estabilidad de la emulsión y su capacidad oleohumectante. La estabilidad eléctrica se determina aplicando una señal eléctrica sinusoidal de voltaje progresivo, a través de un par de electrodos de placas paralelas y planas, separadas por un espacio de 0.061 plg (1.59 mm), que están sumergidos en el fluido. La corriente resultante permanecerá baja hasta que se alcance el umbral de voltaje, a partir del cual la corriente se elevara rápidamente. Este umbral de voltaje se refiere a la estabilidad eléctrica del fluido (ES) y se define como el voltaje medido cuando la corriente alcanza 61 A. La onda sinusoidal especificada por el voltaje progresivo resulta en una energización más eficiente del fluido, y genera valores considerablemente menores de ES (frecuentemente menores a la mitad), en relación a las ondas en pico de los 131-50 Medidor de Estabilidad Electrica (ES) instrumentos antiguos manufacturado s por OFITE y otros. La simetría de la señal sinusoidal también inhibe el pegam iento de sólidos sobre las fases de los electrodos y mejora la reproductibilidad de los resultados. Para mejoras posteriores en la reproductibilidad, las especificaciones del instrumento incluyen una progresión de voltaje automática a una tasa fija de incremento.
PH Generalmente, los lodos de perforación son alcalinos (pH>8) durante su uso. Este pH decrecerá durante el envejecimiento natural en el medio ambiente debido a la absorción de dióxido de carbono atmosférico. El rango de pH, de acuerdo a los criterios de las descargas de aguas permitidas, estará en el orden de 6-9. Valores
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inferiores a 6 (francamente ácidos) y valores superiores a 8 (francamente básicos) serán nocivos para la fauna y flora del lugar de disposición del residuo, como así también para las propiedades fisicoquímicas del suelo.
ILUSTRACION 4.4. 8 pasos para calcular el PH
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4.5 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS
Los
fluidos
de
perforación pueden clasificarse en:
Fluidos de perforación base agua.
Fluidos de perforación base aceite.
Fluidos de perforación aireados.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA: Son los fluidos más usados a nivel mundial en perforación. En este sistema por lo general el agua dulce es la base del fluido, a la cual se le adicionan arcillas, polímeros, densificantes y algunos otros aditivos para el control de algunas variables.
Fase líquida: Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona.
Fase sólida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita)
Fase química: Productos químicos
Lodos no dispersos:
Presentan
No contienen adelgazantes.
Se denominan lodos primarios.
No soportan altas temperaturas.
Afectan arcillas sensibles.
composición básica de agua y bentonita sódica.
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Lodos calados:
Se obtienen por adición de cal apagada Ca(OH)2 y yeso en altas concentraciones. De esta forma la arcilla bentonítica sódica se transforma en arcilla cálcica (lodos calados).
Controla perforaciones de gas.
Lodos dispersos:
Se utilizan para perforar a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas.
Presentan como característica principal, la dispersión de arcillas constitutivas (adición de lignitos que disminuyen la viscosidad).
Alta resistencia a la temperatura.
Lodos salinos:
Son aquellos cuya fase continua es agua salada. Con una concentración mínima de 10000ppm de NaCl (1% en peso).
Utiliza como fase dispersa la arcilla attapulguita.
Se usan para perforar formaciones salinas o formaciones afectadas por la presencia de agua dulce.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE ACEITE: Son aquellos en los cuales el aceite es la base del fluido. Se le denomina “lodo base aceite” si su contenido de agua es de 1 a 15 %, y si su contenido es de 15 a 50 % de agua se denomina “emulsión inversa”.
Fase líquida: Aceite,
con una fase de agua dispersa
Fase sólida: Material
densificante (barita)
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Fase química: Emulsificantes Funciones del fluido base aceite:
Aumentan el gasto de perforación.
Evitan la
Evitan daño de formación
corrosión
Evitan problemas
de
la
broca y sarta.
de
arcillas
a
altas temperaturas (200 ºF).
sensibles.
Son
Su principal desventaja en costo inicial y mantenimiento, dificultad de
estables
identificar zona productoras por medio de cortes.
Fluidos
de
perforación base aceite
(OBM):
Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de éste.
Sus propiedades dependen de:
Relación aceite/agua.
Tipo de
Contenido de sólidos.
emulsificadory concentración.
USOS:
Perforacion y corazanomiento de zonas productoras.
Perforacion con problemas de estabilidad de pozos-arcillas sensibles.
Perforacion de pozos profundos a altas temperaturas y presiones.
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Fluidos de perforación aireados: Incluyen aire, gas, espumas o lodos aireados que son utilizados en zonas cuyos gradientes de presión de fractura son muy bajos.
Formaciones muy porosas.
Formaciones cavernosas
El aire que más comúnmente se usa es gas comprimido para limpiar el pozo, también se usa gas natural.
Se presentan problemas:
Regulación de la presión del gas.
Influjo de los fluidos de formación.
Erosión del pozo.
El aspecto más importante consiste en mantener la velocidad del gas (3000ft/min).
Espuma de perforación
Requiere menos volúmenes
Permite mejorar la estabilidad del pozo debido a una delgada costra formada
que el aire para la perforación.
en la pared del hueco.
Presentan flujo continuo y regular en las líneas
Lodos aireados
Puede ser un lodo base agua el cual se adhiere aire.
Presenta menos presión hidráulica y tendencia a fracturar formaciones débiles.
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Reduce perdidas de circulación en áreas muy porosas y con bajo gradiente de fracturas.
Peso de 4 a 6 lb/gal.
Permite alcanzar altas ratas de
perforación.
Equipos requeridos:
Compresor de aire
Separador de aire en la líneas de
flujo.
Tanque de descargas
Factores
a
Factores ambientales
Aspectos de seguridad
Domos salinos
Alta temperatura y presión
Pérdida de circulación
Lutitas hidrófilas
Logística
.
considerar para la selección de un lodo de perforación
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FACTORES AMBIENTALES: Zonas Marinas: Fluorescencia Bioacumulación Biodegradación
Zonas Terrestres:
Contenido de cloruros
Metales pesados
pH y contenido de
aceite
FACTORES DE SEGURIDAD:
Ejercer un control efectivo de la presión de formación
Realizar una limpieza efectiva del pozo
Mantener control sobre
Permitir la rápida densificación
Domos salinos (principales problemas)
Descalibre del pozo
Flujos de sal
Flujos de agua salada
Incremento de la densidad
Pérdidas de circulación Contaminación del fluido perforación
Domos salinos
los contaminantes del área
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“La mejor solución en estos casos es utilizar un fluido de perforación base aceite saturado con sal”
Factores a considerar
Alta
para la selección de un lodo de perforación
temperatura y presión (principales problemas)
Gelificación
Asentamiento de la barita
Inestabilidad térmica
Variaciones en
la
densidad (disminución)
ALTA TEMPERATURA Y PRESIÓN “En estas condiciones el fluido base aceite (emulsión inversa) es el que tiene el mejor desempeño”
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN (PROBLEMAS)
Manejo de grandes volúmenes de
Lodo Logística Costo
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN “En estos casos el fluido base agua es el más recomendado, y de ser posible fluidos aireados”
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LUTITAS HIDRÓFILAS “En el caso de la presencia de Lutitas hidrófilas (que absorben agua), lo más
recomendable es el uso de fluidos base aceite”
LOGÍSTICA “Se debe considerar el acarreo de material químico y fluidos para la preparación del
lodo, si el lugar es de difícil acceso es preferible un lodo base agua, y si es costa afuera lo mejor es un lodo preparado con agua de mar”
4.6 PRUEBAS DEL DIAGNOSTICO AL FLUIDO Permiten medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación.
ILUSTRACION 4.6. 1 ESTABILDAD E INTEGRIDAD
INTERCAMBIO CATIONICO Es la capacidad que tiene un suelo para retener y liberar iones positivos, gracias a su contenido en arcillas y materia orgánica. Las arcillas están cargadas negativamente, por lo que suelos con mayores concentraciones de arcillas exhiben capacidades de intercambio catiónico mayores. A mayor contenido de materia orgánica en un suelo aumenta su CIC.
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HINCHAMIENTO LINEAL El equipo de hinchamiento lineal dinámico es un método altamente efectivo para examinar la interacción entre los fluidos base agua y las muestras minerales que contienen arcillas reactivas bajos condiciones simuladas mientras el fluido esta en movimiento . Las características de hinchamiento observadas son utilizadas para anticipar y/o corregir los problemas no predecibles que son encontradas mientras se perfora formaciones de lutitas. Es una herramienta muy útil cuando se están diseñados fluidos o cuando se esta comprobando el comportamiento de lodos existentes debido a que muestra los cambios en la interacción arcilla/flujo por periodos cortos de tiempo (0-5 min ) o periodos largos (mayor a 350 min) se fabrica una pastilla con el recorte de formación y se introduce en una celda a la cual se adiciona fluido de perforación . La pastilla es preparada por una unidad de compactación hidráulica para colocarla dentro de los stands de transferencias y realizar la prueba.
TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR El tiempo de succión capilar, CST, es un principio que fue desarrollado en los laboratorios de desarrollo de polución de agua, en Inglaterra, para estudiar la filtrabilidad de los barros de alcantarillado y para evaluar los efectos de las condiciones de los pretratamientos químicos y procesos, en el tratamiento de aguas negras o residuales. El concepto del CST ha sido ampliamente usado para estudiar las propiedades coloidales de las suspensiones de arcilla, y en la industria petrolera se usa el CST para caracterizar lutitas y para optimizar la concentración de electrolitos en los fluidos de perforación, para minimizar su efecto sobre las formaciones de arcillas. Los estudios de filtración CST de sistemas acuosos utilizan la presión de succión capilar de un papel poroso, lo cual tiene un efecto sobre la filtración. Cuando una
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suspensión se filtra bajo la influencia de esta presión de succión, la velocidad a la cual el filtrado pasa a través del medio filtrante, desde la suspensión, es controlado predominantemente por la filtrabilidad de la suspensión. El instrumento CST mide automáticamente el tiempo para que el filtrado avance entre los electrodos separados radialmente, cuando un área fija de un papel de filtro especial es expuesta a la suspensión.
ILUSTRACION 4.6. 2 equipo CST
INTEGRIDAD AL CONTACTO También llamada prueba de admisión, prueba para determinar la resistencia o la presión de fractura miento de la formación abierta, que en general se efectúa inmediatamente después de perforar por debajo de una nueva zapata de la tubería de revestimiento. Durante la prueba, el pozo se cierra y se bombea fluido en su interior para incrementar la presión que experimenta la formación. Alcanzada cierta presión, el fluido ingresará o se perderá en la formación, moviéndose a través de los trayectos permeables de la roca o bien creando un espacio mediante la fracturación de la roca. Los resultados de la prueba de admisión determinan el valor máximo de presión o de peso del lodo que puede aplicarse en el pozo durante las operaciones de perforación. Para mantener un factor de seguridad pequeño que permita la ejecución de operaciones de control de pozo seguras, la presión de operación máxima suele ser levemente inferior al resultado de la prueba de admisión.
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DUREZA AL HUMECTAR Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la broca y en las zonas donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la broca y el conjunto de perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo.
LUSTRACION 4.6. 3 actividad del lodo base aceite
Enfría la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción. Las brocas, los motores de fondo y los componentes de la columna de perforación fallarían más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de perforación, logrando que la perforación continúe sin problemas y que se prolongue la vida útil de la broca. La lubricidad de un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Fricción (COF), y algunos fluidos de perforación proporcionan una lubricación más eficaz que otros. Por ejemplo, los fluidos de perforación base aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los fluidos de perforación base agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes. En cambio, los fluidos base agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas.
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4.7 ANÁLISIS QUÍMICOS Titulaciones del lodo filtrado. Se utiliza una solución estándar para determinar la cantidad de alguna sustancia disuelta en otra. Indicador: La concentración de las substancias disueltas en titulaciones Acido-Base se determina por el cambio de color al final de la reacción. Alcalinidad: El procedimiento involucra el uso de una pequeña muestra agregando un indicador de fenolftaleína, y titulando con ácido hasta que el color cambia, el número de ml en el ácido por ml de muestra para el cambio de color se reporta como alcalinidad, Pm= Alcalinidad de lodo y Pf= Alcalinidad de filtrado, Indicador; La concentración de las substancias disueltas en titulaciones Acido-Base se determina por el cambio de color al final de la reacción. CONTENIDO DE CLORUROS La cantidad de cloruros en el lodo es una medida del contenido total de sal del fluido. El procedimiento involucra el uso de una muestra de filtrado, indicador de de cromato de potasio y una solución de nitrato de plata; La titulación es el método de Morh, el contenido de cloruro se calcula apartir de: Cl= ml de Nitrato de plata x 1000/ml de muestra de filtrado.
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4.8. ADITIVOS Y REACTIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
El fluido de perforación o lodo, puede ser cualquier sustancia o mezcla de sustancias con características físicas y químicas apropiadas. La composición de un fluido de perforación dependerá de las funciones prioritarias durante la perforación. Alterando la composición del lodo e cambia las propiedades del lodo. Tanto para el diseño de un lodo como para alterar su composición se hace uso de una serie de diferentes aditivos y reactivos que serán descrito a continuación con sus respectivas funciones.
VISCOSIFICANTES
Bentonita: (Montmorilonita de sodio) Esta imparte viscosidad por el fenómeno de hidratación en agua dulce, también puede pre hidratarse en agua dulce y agregarse al agua de mar o a Iodos salados para el control de la viscosidad y control de filtración.
ILUSTRACION 4.8. 1 bentonita Bentonita
Atapulguita: (Silicato hidro magnesio-aluminio) Es usado como material para dar viscosidad en Iodos de agua salada, ésta obtiene viscosidad a través de un efecto de unión de sus partículas, debido a su estructura de agujas, no imparte control de la filtración como la bentonita por lo tanto un polímero reductor de pérdida de agua puede ser usado con Atapulguita para el control de la filtración. ILUSTRACION 4.8. 2 atapulgita Atapulguita
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Asbestos: (Silicato de calcio-magnesio) Se utilizan en Iodos de agua dulce o salada, dan viscosidad de igual manera que lo hace la Atapulguita debido a la estructura de sus fibras. Debe emplearse con cuidado ya que es conocida como un material cancerígeno.
LUSTRACION 4.8. 3 asbesto Asbesto
Polímeros: Son usados para controlar diferentes propiedades del fluido de perforación, asimismo sirve para dar viscosidad al fluido, los principales son:
Polímero XC Es elaborado por una fermentación bacteriana produciendo viscosidad al agua de cualquier salinidad aún sin sólidos coloidales, su temperatura máxima de trabajo es de 250 °F.
Celulosa DISPAC Se usa como reductor de pérdida de agua para Iodos de agua dulce o salada y también para impartir viscosidad su degradación es a 300 °F.
Carboxymethyl Celulosa (CMC) Se usa como reductor de pérdida de agua, impartiendo viscosidad en Iodos de agua dulce y agua salada arriba de 50 000 ppm de CI. Su degradación es a 250 °F.
Hydroxyethyl Celulosa (HEC) Se usa para dar viscosidad a fluidos de reparación de pozos, altamente soluble en ácidos y se usa en u nión de otros polímeros para dar viscosidad a Iodos salados, su degradación es a 250 °F.
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DENSIFICANTES Barita Es un sulfato de bario (BaSO4) que se encuentra como un mineral natural, tiene una densidad de 4.2 a 4.6 gr/cm3 y una dureza de 3.0, con diferentes coloraciones: blanco, gris o café. Se encuentra mezclado con silicato de fierro y aluminio. Se pueden obtener Iodos con densidad hasta de 2.4 gr/cm3 (20 lb/gal).
Óxido de Hierro (Fe203) Tiene una densidad de 4.9 a 5.3 gr/cm3 y una dureza de 7.0, tiene coloración café, roja o negra, se usó como material densificante sin importar el espesor del enjarre, ya que tiene tendencias a incrementar la pérdida de agua y el espesor del enjarre, combinado con la decoloración de la piel y la ropa por lo que dejó de usarse como material densificante.
Galena (PbS) Es un sulfuro de plomo con densidad de 6.7 a 7.0 gr/cm3 y dureza de 25.0 con coloración que va del gris al negro, es altamente tóxico por lo que rara vez se usa como material densificante y debido a su alta densidad se pueden fabricar lechadas de 3.84 gr/cm3 (32 lb/gal).
Carbonato de Calcio (CaC03) Con densidad de 2.7 gr/cm3 y una dureza de 3.0, se usa para obtener Iodos de densidad moderada base aceite en trabajos de reparación de pozos, también puede ser usado como material para controlar pérdidas de circulación en trabajos de reparación de pozos, con él se obtienen Iodos de 1.30 gr/cm3 (10.8 lb/gal).
SALES DISUELTAS: Cloruro de Sodio (NaCI) Se usa cuando se perforan estratos de sal o
domos, se obtienen con él Iodos de 1.20 gr/cm3 de densidad (10.0 lb/gal). Cloruro de Calcio (CaCl2) Se usa principalmente para obtener Iodos
libres de sólidos para trabajos de reparación de pozos, se obtienen lodos de 1.42 gr/cm3 de densidad (11.8 lb/gal). Se puede usar combinado con el
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cloruro de sodio para obtener densidades intermedias a una misma saturación, el CaCl2 es más corrosivo que el NaCI. Cloruro de Calcio / Bromuro de Calcio Estas soluciones se usan para
obtener Iodos de densidad 1.40 - 1.81 gr/cm3 (11.7 a 15.1 lb/gal), se usan para trabajos de reparación de pozos pero son altamente corrosivos.
REACTIVOS REDUCTORES DE VISCOSIDAD FOSFATOS PIROFOSFATO DE SODIO ÁCIDO (SAPP) Peso molecular de 221.97, densidad de 1.85 gr/cm3 en solución diluida, su PH es de 4.8, en general es un polvo blanco con algunas impurezas insolubles (sulfatos) es ligeramente corrosivo al fierro, siendo su uso común para reducir la viscosidad en el lodo, cuando éste empieza a perder efectividad es porque está sujeto a contaminaciones de sal. Su degradación es a 150 °F.
FOSFATO TETRASÓDICO (TSPP) (NA2P207) Tiene un peso molecular de
266.03 y densidad de 2.534 gr/cm3, es blanco cristalino, en solución diluida el PH es de 10.2 y solución al 10%, PH de 10, degradación a 150 °F.
HEXAMETAFOSFATO DE SODIO (SHMP) (Na6(P03)6)3 Peso molecular de
612.10 y densidad de 2.181 gr/cm3, es incoloro, y en solución de 1 0%. El PH es de 5. 1, no es tan efectivo como el SAPP en tratamientos largos y continuos. El SHMP también elimina el calcio, su límite de temperatura es de 150 °F.
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TANATOS Extracto de quebracho C14H10O9 Tiene aproximadamente el 65% de tanio, es de apariencia de vidrio granulado y de color café, uno de los más efectivos adelgazantes químicos para Iodos naturales y se usa hasta 250 °F, siempre y cuando el contenido de sal y calcio del lodo no exceda de 10 000 ppm de NaCI y 240 ppm de Calcio, se le agrega lignito al quebracho para ayudar al control de la pérdida de fluido.
Extracto de Abeto Es un tanino extraído de la corteza del abeto, se usa como adelgazante en Iodos que contienen arriba de 240 ppm de calcio y 10,000 ppm de NaCI.
LIGNITOS: Lignitos de Mina o Ácidos Húmicos Son materiales producto de la
putrefacción de la vegetación, siendo el producto final de color café o negro, PH de 6.8 casi neutro, se usan con cáusticos en proporción una parte de cáusticos y cinco de lignito, se usa como adelgazante, emulsificante de aceite, reductor en pérdidas de fluido y no es efectivo en tratamientos específicos de Iodos cálcicos. Lignitos Caustizados Son lignitos que se les ha agregado cáusticos,
generalmente en proporción de 1 a 5 de lignito sé premezclan y empacan en sacos de 50 lbs, se usa como adelgazante, como reductor de pérdida de fluido y como emulsificante de aceite.
Lignitos Modificados Son usados con lignosulfonatos modificados para ayudar al control de la filtración particularmente a altas temperaturas, todos los lignitos son estables a temperaturas arriba de 4000 °F.
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REDUCTORES DE PÉRDIDA DE AGUA BENTONITA: Es un material usado principalmente para dar viscosidad a Iodos de agua dulce. Sin embargo debido a que tiene características de formar él enjarre en el pozo imparte cierto control en la filtración, también se usa en Iodos salados para ayudar al control de la filtración en menor grado.
ALMIDÓN:Es un mineral que se usa para reducir la pérdida de fluido y es un dispersante en Iodos de agua dulce y salada, es sus ceptible de fermentación, la que se puede reducir manteniendo un PH de 12.0, también se usa para ayudar a mantener la concentración de sal arriba de 230,000 ppm.
CARBOXYMETIL CELULOSA DE SODIO (CMC): Material que se mantiene disperso en agua dulce o salada, es altamente coloidal, tiene más resistencia bacterial que el almidón y que muchas otras gomas naturales, es precipitado por el calcio y su uso se limita a Iodos con menos de 50,000 ppm de sal.
DRISPAC: Es derivado de la celulosa, es dispersante en Iodos base agua, desde agua dulce a agua saturada, es un material no biodegradable y se u sa para controlar la pérdida de agua y la viscosidad. Poliacrilato de Sodio Se usa para bajar la pérdida de agua en Iodos no dispersos de bajo contenido de sólidos.
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EMULSIFICANTES Emulsionantes de aceite en agua: Casi siempre es perjudicial en el avance de la perforación y emulsiones arriba de 30% de aceite solo se usan en aplicaciones muy especiales.
Lignitos: En un sistema de lodo disperso los lignitos se usan para el control del filtrado y también para emulsionar Iodos con contenido de 10% de aceite en volúmenes sin necesidad de usar ningún otro emulsificante.
Emulsificante tipo jabón Material jabonoso : son tenso activos superficiales, los cuales disueltos ya sean en agua o en aceite producen emulsiones en la misma forma que lo hacen los jabones ordinarios. Emulsiones agua en aceite Los Emulsificantes usados en la composición, de las emulsiones menos comunes agua en aceite (W/O) o emulsiones inversas son Invermul y IMCO KEN X.
MATERIALES PARA EL CONTROL DE LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN Materiales fibrosos Es usado como filtro y material obturante. Los materiales fibrosos para controlar pérdidas de circulación no son compatibles con Iodos base aceite. 7
Cáscara de nuez Es un material más comúnmente usado para combatir la pérdida de circulación por acción de taponamiento, la cáscara de nuez puede usarse en Iodos base aceite. Recortes de celofán Puede usarse sólo o con cáscara de nuez para restablecer circulación, el celofán es compatible con Iodos base aceite.
Combinación de materiales fibrosos, recortes y material granular Es una combinación de tres productos que vienen en una sola bolsa, no es recomendable que se usen con Iodos base aceite.
Diesel M Es una tierra diatomácea usada en los trabajos de pérdida de circulación en inyecciones forzadas, este producto se puede usar con todos los sistemas de Iodos incluyendo Iodos base aceite.
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Materiales diversos para pérdida de circulación Cáscara de semilla de algodón, mica, aserrín y papel, se encontró que estos materiales tenían efectos temporales de taponamiento, se usan en la actualidad en profundidades deba jo de la tubería de revestimiento superficial.
ADITIVOS ESPECIALES Floculantes Los polímeros floculantes son usados para flocular sólidos perforados de grandes conglomerados de manera que se pueden remover ya sea por asentamiento o por medio mecánico. La floculación es el único método para remover los sólidos de tamaño coloidal que se producen durante la perforación, los cuales son altamente perjudiciales en el avance de la perforación.
Agentes para control de corrosión Los inhibidores de corrosión más comúnmente usados son compuestos a base de aminas aplicados manual o mecánicamente en el pozo para proteger el interior y exterior de la sarta de perforación.
DESESPUMANTES Para todos los propósitos, pueden usarse en todos los sistemas de lodos ba se agua y desespumantes para agua salada, usados en el control de la espuma en Iodos de agua salada.
Control del PH La sosa cáustica o hidróxido de sodio (NaOH) es el reactivo comúnmente usado para el control del PH en el fluido de perforación La potasa cáustica o hidróxido de potasio (KOH) puede ser directamente sustituido por NaOH en todos los sistemas de lodo base agua, especialmente en áreas donde hay problemas de calizas inestables. La ceniza de sosa (Na2CO3) también afecta el PH en menor grado.
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CONCLUSIÓN
En este trabajo se pudo observar las diferentes definiciones de planeación y diseño, así como las características de cada uno y sus diferencias que presentan cada una de estas, se menciona la importancia de estas dentro de los proyectos de perforación y se muestra que este procedimiento es utilizado para diversas tareas y proyectos, que no solo están relacionados con la industria petrolera. Se mencionó la historia y antecedentes de la perforación rotaria y se ve a profundidad cada uno de los pazos para llevar acabo la planeación, en este caso la planeación que relaciona en base en la industria petrolera y de qué manera se utiliza estas planeaciones y con qué fines, en nuestro campo laboral, seguidamente mencionamos las características del diseño de un pozo petrolero y los múltiples factores que se deben de tomar en cuenta, se habla de un programa de perforación el cual se tiene que considerar y conocer bien para llevar acabo la planeación y diseño de nuestros pozos. El Programa de operación e Informe final de un pozo se señala para que se conozca lo que es dicho programa de operación y la importancia que se lleve a cabo, se menciona sobre uno de los últimos, que es el informe final, en el cual damos a conocer que es uno de los pasos más críticos porque es donde se decide lo definitivo respecto a nuestro pozo. Concluimos con que todo lo antes visto en esta unidad, es de gran importancia ya que el buen conocimiento sobre cada uno de estos puntos, nos llevara satisfactoriamente a un buen desempeño en la perforación petrolera, lo que al final nos guiara a la evaluación de el pozo, dicha evaluación de perforación nos indicara la seguridad del trabajo que se realice en el campo.
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