FLUIDOS DE PERFORACION MODULO: PERFORACION Y TERMINACION DE POZOS INTEGRANTES: *SELENNE CABRERA CALDERON
DIPLOMADO DE TECONLOGIA DE PETROLEO Y GAS NATURAL
*SAID KEN ORTUSTE SEGUNDO *JOSE LUIS MARIO ALDUNATE HUALLPA *YONATAN LUDWIN QUISPE BEDOYA *ISAAC ANIVARROCONTRERAS *DAMARIS XIMENA QUISPE BEDOYA CAMIRI- BOLIVIA 05/11/2016
POZO INCAHUASI X-2
FLUIDOS DE PERFORACION INDICE INTRODUCCION OBJETIVO GENERAL OBJETIVO ESPECIFICO MARCO TEORICO FLUIDOS DE PERFORACION 1. FUNCIONES 1.1. Transportar los los recortes de perforación y los derrumbes a superficie. 1.2. Mantener en suspensión a los recortes y derrumbes, en el espacio anular (cuando se detiene la circulación). 1.3. Controlar la presión subterránea. 1.4. Enfriar y lubricar el trepano y la sarta. 1.5. Dar sostén a las paredes del pozo. 1.6. Ayudar a suspender el peso de la sarta y del revestimiento. 1.7. Transmitir potencia hidráulica sobre la formación por debajo del trepano. 1.8. Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los perfilajes de cable. 2. EFECTOS COLATERALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACION 2.1. Daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas. 2.2. Corrosión de la sarta y del revestimiento. 2.3. Reducción de la velocidad de penetración. 2.4. Problemas de presiones de succion, de de de piston y de presión de circulacion. 2.5. Perdida de circulacion. 2.6. Pegamiento de la sarta contra las paredes del pozo. 2.7. Erosion de la superficie interna del pozo. 2.8. Retención de solidos indeseables por el lodo en las piletas. 2.9. Desgaste de las partes de las bombas. 2.10. Contaminación con las lechadas de cemento. 2.11. Contaminación del ambiente natural. 3. REOLOGIA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION 3.1. FACTORES EN EL QUE INTERVIENE 3.2. PROBLEMAS EN EL CAMPO POR UNA MALA REOLOGIA 3.3. VISCOSIDAD 3.4. VELOCIDAD DE CORTE 3.5. REGIMENES DE FLUJO FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION INDICE INTRODUCCION OBJETIVO GENERAL OBJETIVO ESPECIFICO MARCO TEORICO FLUIDOS DE PERFORACION 1. FUNCIONES 1.1. Transportar los los recortes de perforación y los derrumbes a superficie. 1.2. Mantener en suspensión a los recortes y derrumbes, en el espacio anular (cuando se detiene la circulación). 1.3. Controlar la presión subterránea. 1.4. Enfriar y lubricar el trepano y la sarta. 1.5. Dar sostén a las paredes del pozo. 1.6. Ayudar a suspender el peso de la sarta y del revestimiento. 1.7. Transmitir potencia hidráulica sobre la formación por debajo del trepano. 1.8. Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los perfilajes de cable. 2. EFECTOS COLATERALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACION 2.1. Daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas. 2.2. Corrosión de la sarta y del revestimiento. 2.3. Reducción de la velocidad de penetración. 2.4. Problemas de presiones de succion, de de de piston y de presión de circulacion. 2.5. Perdida de circulacion. 2.6. Pegamiento de la sarta contra las paredes del pozo. 2.7. Erosion de la superficie interna del pozo. 2.8. Retención de solidos indeseables por el lodo en las piletas. 2.9. Desgaste de las partes de las bombas. 2.10. Contaminación con las lechadas de cemento. 2.11. Contaminación del ambiente natural. 3. REOLOGIA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION 3.1. FACTORES EN EL QUE INTERVIENE 3.2. PROBLEMAS EN EL CAMPO POR UNA MALA REOLOGIA 3.3. VISCOSIDAD 3.4. VELOCIDAD DE CORTE 3.5. REGIMENES DE FLUJO FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION 3.5.1. ESTATICO 3.5.2. TAPON 3.5.3. LAMINAR 3.5.4. TURBULENTO 3.5.5. DE TRANSICION 4. TIPOS DE FLUIDOS 4.1. NEWTONIANOS 4.2. NO NEWTONIANOS 5. COMPOSICION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION PERFORACION 5.1. LODOBASE PETROLEO 5.2. LODOBASE AGUA 5.3. LODO BASE FLUIDOS NEWTONIANOS 6. FASES DE LOS LODOS 6.1. FASE CONTINUA DE LOS LODS 6.2. FASE DISCONTINUA DE LOS LODOS 6.3. FASE SOLIDA DE LOS LODOS 7. QUIMICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION PERFORACION 7.1. AGENTES DENSIFICANTES 7.2. POLIMEROS 7.3. ADITIVOS SOLIDOS MISCELANEOS 7.4. INTERACCIONES QUIMICAS 8. PROBLEMAS DE LODOS DE PERFORACION 9. TECNICAS UTILIZADAS EN LA LA PERFORACION PERFORACION ANTECEDENTES DEL POZO INCAHUASI X-2 1. UBICACIÓN 2. POZO INCAHUASI X-2 RESOLUCION DEL CASO CONCLUSION RECOMENDACION BIBLIOGRAFIA ANEXOS
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FLUIDOS DE PERFORACION INTRODUCCION El
presente trabajo nos permitirá conocer a profundidad el tema fluidos de
perforación, y su aplicación mediante mediante cálculos de volúmenes del sistema, tiempos de circulación, potencia de la bomba realizados realizados al pozo Incahuasi X-2 . Al inicio se muestran
los objetivos generales y específicos los cuales se irán
cumpliendo a medida que se desarrolle la temática. Así mismo se delimita el marco teórico donde se da a conocer la función y finalidad que cumplen los fluidos de perforación, los efectos colaterales del mismo, las pruebas fundamentales de los lodos, composición química de los los fluidos y antecedentes del pozo Incahuasi
X-2
donde se utilizó lodo base agua hasta el tope de la la formación los monos cambiando a lodo base aceite o inverso para continuar continuar perforando la la formación los los monos hasta atravesar la formación Huamampampa. A continuación se muestra un ejercicio resuelto donde se resolvió el cálculo de volúmenes aplicado al pozo Incahuasi X-2, el cual permite tener tener una idea de los parámetros de operación que se desarrollaron en el mismo, considerando que los datos presentados son datos que se asemejan a la realidad. Al final del presente proyecto están las conclusiones y recomendaciones que serán de utilidad utilidad para analizar los resultados y mejorar en experiencias posteriores, luego está la bibliografía y anexos que respaldan el presente trabajo.
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FLUIDOS DE PERFORACION OBJETIVO GENERAL Realizar un estudio técnico de lo que es el fluido de perforación determinando si es necesario su cambio o si presentaría las condiciones y características necesarias durante la perforación tomando en cuenta tanto las características petrofísicas y de los fluidos de dicho reservorio.
OBJETIVOS ESPECIFICOS •
Determinar la presión hidrostática que se obtendría con el fluido de perforación
o lodo a la profundidad que se pretendería los problemas con la presión de formación. •
Realizar el cálculo de la potencia de la bomba con la cual se estaría
trabajando para el respectivo bombeo del fluido de perforación. •
Cálculos de los volúmenes de lodo que serían necesarios para llenar el pozo
tanto en la parte interior como la del espacio anular. •
Determinar el tiempo de circulación y de retorno, es decir el tiempo de
recorrido del lodo en todo el pozo y desde fondo a superficie por el espacio anular. •
Determinar el número de emboladas que realiza la bomba durante todo el
recorrido del fluido en el pozo y desde fondo a superficie.
MARCO TEORICO FLUIDOS DE PERFORACION Recibe usualmente el nombre de Lodo, es una mezcla heterogénea de una fase continua que puede ser agua o aceite con otra fase que son fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de darle al lodo PROPIEDADES adecuadas para que pueda cumplir FUNCIONES específicas en la perforación de pozos petroleros.
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FLUIDOS DE PERFORACION
1. FUNCIONES LOS FLUIDOS DE PERFORACION Las funciones que deben desempeñar, las propiedades que ayudan al cumplimiento y logro de esas funciones. Los posibles efectos colaterales indeseables que conviene minimizar. Las ocho funciones básicas del lodo son: 1.1.
Transportar los recortes de perforación y los
derrumbes a superficie. 1.2.
Mantener en suspensión a los recortes y
derrumbes, en el espacio anular (cuando se detiene la circulación). 1.3.
Controlar la presión subterránea.
1.4.
Enfriar y lubricar el trepano y la sarta.
1.5.
Dar sostén a las paredes del pozo.
1.6.
Ayudar a suspender el peso de la sarta y del
revestimiento. 1.7.
Transmitir
potencia
hidráulica
sobre
la
formación por debajo del trepano. 1.8.
Proveer un medio adecuado para llevar a
cabo los perfilajes de cable.
1.1.
TRANSPORTAR LOS RECORTES DE PERFORACIÓN Y LOS
DERRUMBES A SUPERFICIE Los recortes y los derrumbes son más pesados que el lodo. Por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo del lodo en el espacio anular los empuja hacia arriba, están sometido a la fuerza de gravedad es así que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con las que esas partículas caen
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FLUIDOS DE PERFORACION través del lodo depende principalmente de la densidad y de la viscosidad del fluido, del tamaño, forma y densidad de las partículas. Si el pozo no se limpia de forma apropiada, el material solido se acumulara en el espacio anular causando un aumento en la torsión, el arrastre, y en la presión hidrostática. Falla de la tubería, una tubería aprisionada velocidad reducida de penetración
una
y la perdida de circulación son
consecuencias posibles de esta situación.
1.2.
SUSPENSIÓN DE PARTICUALAS
CUANDO SE
DETIENE
LA
CIRCULACION Cuando el lodo no está circulando la fuerza de elevación por flujo ascendente es eliminada. Los recortes y derrumbes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de tipo gel cuando no está fluyendo. El lodo debe por supuesto, recuperar su fluidez cuando se reinicia la circulación.
1.3.
CONTROL DE PRESIONES SUBTERRANEO
El agua gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están sometidos a una gran presión. Esta presión debe ser sobre balanceada para evitar un flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el interior del pozo. El control se logra realizando el mantenimiento de una presión hidrostática capaz de ser suficiente para este tipo de problema.
1.4.
ENFRIAMIENTO Y LUBRICACION DEL TREPANO Y LA SARTA DE
PERFORACION A media que el trépano perfora las formaciones y que la sarta gira, genera calor el lodo debe absorber ese calor y conducirlo Asia afuera. Cualquier lodo desempeña esa función al circular, también debe ejercer un efecto lubricante FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION para el trepano, la sarta y para el revestimiento. Durante el proceso de perforación a veces se añaden materiales especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes, entre los posibles beneficios se encuentran: La vida más prolongada del trepano, una torsión y arrastres disminuidos, una menor presión de bombeo y menor desgaste por fricción en la sarta y en el revestimiento.
1.5.
SOSTEN PARA LAS PAREDES DEL POZO
A medida que el trepano penetra en una formación subterránea se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. A menos que ese sostén sea reemplazado por el lodo de perforación hasta que el revestimiento haya sido colocado, la formación caerá en el interior del pozo. Los mecanismos que evitan que eso ocurra dependen de la naturaleza de la formación. Si la formación es muy firme (el grano sería un ejemplo extremo) se necesita poco sostén por parte del lodo. Si la formación es moderadamente firme y consolidada (lutitas es un ejemplo), la densidad del lodo puede ofrecer un apoyo suficiente. Si la formación es débil y no consolidada (como en el caso de la arena) el lodo debe ser suficientemente denso y debe además tener la capacidad de formar una capa delgada pero resistente de partículas sobre las paredes del pozo.
1.6.
SUSPENSION DE LA SARTA Y DEL REVESTIMIENTO
El peso de una sarta de perforación o de una sarta de revestimiento puede exceder 200 toneladas. Este peso puede causar una gran torsión o esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin embargo, esas tuberías están parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo (principio de Arquímedes), de la misma manera que el empuje flotante del océano mantiene flotando a un buque de acero. La presión ascendente (sustentación hidráulica), depende de
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FLUIDOS DE PERFORACION la presión ejercida por el fluido y de la sección transversal sobre la que esta presión ejerce.
1.7.
TRANSMISION HIDRAULICA
Durante la circulación, el lodo es expulsado a través de las boquillas del trepano a gran velocidad. Esta fuerza HIDRAULICA hace e que la superficie por debajo del trepano esté libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes, el trepano sigue retriturando los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción eficiente de los recortes que se forman en la superficie del trepano depende de las propiedades físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas. En situaciones especiales la fuerza hidráulica del lodo se emplea también para hacer girar el trepano. El trepano está conectado a un motor hidráulico en el fondo del pozo, el conjunto esta a su vez fijo al extremo inferior de la sarta. Este método se utiliza a menudo para lograr una perforación direccional y esta asimismo ganando adeptos para perforación vertical rectilínea en ciertas áreas.
1.8.
MEDIO PARA PERFILAJES DE CABLE
Si bien el lodo perturba las características originales de las formaciones, su presencia es necesaria para realizar muchos de los perfiles de cable que se emplean para la evaluación de la formación. La utilización de esos perfiles requiere que el lodo sea un buen conductor de electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes a los fluidos de formación. Una evaluación apropiada de la formación es difícil si la fase liquida del lodo penetra profundamente en la formación o si el lodo ha erosionado el pozo físico o químicamente.
2. EFECTOS COLATERALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACION
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FLUIDOS DE PERFORACION Para llevar a cabo esas funciones, deben minimizar los siguientes efectos colaterales: 2.1.
Daño a las formaciones
subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas. 2.2.
Corrosión de la sarta y del
revestimiento. 2.3.
Reducción de la velocidad
de penetración. 2.4.
Problemas de presiones de
succión, de pistón y de presión de circulación. 2.5.
Perdida de circulación.
2.6.
Pegamiento de la sarta
contra las paredes del pozo. 2.7.
Erosión de la superficie
interna del pozo. 2.8.
Retención
de
solidos
indeseables por el lodo en las piletas. 2.9.
Desgaste de las partes de
las bombas. 2.10.
Contaminación
con
las
lechadas de cemento. 2.11.
Contaminación del ambiente
natural.
2.1.
DAÑO A FORMACIONES SUBTERRANEAS
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FLUIDOS DE PERFORACION Casi cualquier fluido o lodo de perforación alterara las características originales de la formación con la cual estar en contacto, si bien algunas formaciones son más sensibles que otras, algunos lodos causan más daño que otros. El daño a las formaciones subterráneas puede aparecer en dos formas diferentes: 1) reducción en la capacidad de una formación para producir hidrocarburos; y 2) reducción de la estabilidad de las paredes del pozo- el daño a las formaciones productivas puede ser el resultado del taponamiento físico por solidos inertes o de una reacción química entre los componentes del lodo y los de la formación. Las paredes del pozo pueden hacerse inestables como consecuencias de reacciones químicas (como en el caso de lutitas sensibles al agua) o por efecto de la erosión física. Las formaciones particularmente sensibles pueden requerir lodos especialmente tratados o aun lodos específicamente diseñados.
2.2.
CORROSION DE LA SARTA Y DEL REVESTIMIENTO
El lodo puede determinar un ambiente corrosivo para los tubulares de acero que se emplean debajo de la superficie. Este efecto puede ser reducido a un mínimo por medio de tratamientos químicos adecuados del lodo a emplear o mediante la adición de una película protectora (química o física), a la superficie del acero. Algunos lodos (aquellos en los que predomina el petróleo), son NO corrosivos. En casos especiales, el lodo puede en la realidad proteger a los tubulares de acero de materiales corrosivos que se encuentran en el subsuelo.
2.3.
REDUCCION DE LA VELOCIDAD DE PENETRACION
Hay muchos factores que afectan la velocidad de penetración, pero el más significativo se refiere a la diferencia entre la presión HIDROSTATICA del lodo y la presión de la formación. Se obtienen velocidades menores de penetración si la densidad del fluido es mucho mayor que el gradiente de presión de la FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION formación. Una cantidad excesiva de sólidos y una viscosidad excesiva son otros dos factores que disminuyen la velocidad de penetración.
2.4.
PRESIONES
DE
SUCCION,
DE
PISTON
Y
PRESION
DE
CIRCULACION Los problemas de estos tipos pueden ser causados por altas viscosidades, gran resistencia de gel o exceso de sólidos. Estos problemas se agravan si el diámetro del pozo se reduce por un revoque demasiado grueso, lo que determina un deficiente control de perdida de fluido. Presiones de succión excesivas aumentan el riesgo de una surgencia y las posibilidades de un reventón. Una sobrepresión o una presión de circulación excesiva pueden ser la causa de una perdida de circulación. Un lodo espeso con alta concentración de solidos reduce la energía hidráulica disponible a nivel del trepano, aumenta el desgaste de la bomba y en caso extremos, puede convertirse en imposible de bombear.
2.5.
PERDIDA DE CIRCULACION
La pérdida de circulación aumenta el costo del lodo, el costo total del pozo y el peligro de un reventón. Se produce cada vez que la presión ejercida por el lodo contra la formación excede la resistencia de la formación. El empleo de lodos de alta densidad puede dar por resultado presiones excesivas. La alta viscosidad y la gran resistencia de gel pueden causar presiones demasiado elevadas en el interior del pozo durante la circulación, al iniciar la circulación o mientras se está efectuando un viaje en el pozo.
2.6.
PEGAMIENTO DE LA SARTA (APRISIONAMIENTO)
Contra las paredes del pozo puede ser la causa de costosas operaciones de pesca. El tipo más importante de pegamiento relacionado con el lodo ocurre FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION cuando la sarta queda incrustada en un revoque grueso y la presión hidrostática del fluido se penetración es mayor que la presión de formación. El aprisionamiento de la sarta puede también tener como causa una formación plástica (como sal o lutita plástica), que ha logrado penetrar en el interior del pozo y capturar literalmente a la sarta. En este caso la única solución es muchas veces utilizar un fluido de alta densidad. Una acumulación excesiva de derrumbe en el pozo es otra posible causa de que la sarta se aprisione.
2.7.
EROSION DE LAS PAREDES DEL POZO
Ya sea por medios físicos o químicos es causa de dificultades en la evaluación de los perfiles de cable y puede dar por resultado el aprisionamiento de la tubería. La erosión física puede reducirse a un mínimo mediante el bombeo del lodo en el espacio anular a una velocidad moderadamente baja. La erosión química depende de la reacción química entre los componentes del lodo y los de la pared. La perforación de una sección, constituida masivamente por sal, con un lodo de agua dulce, es un ejemplo típico de una reacción química indeseable. Otro ejemplo es el caso de perforar una lutita dificultosa con un fluido de perforación incompatible.
2.8.
RETENCION DE SOLIDOS INDESEABLES
La mayoría de los lodos desarrollan suficiente estructura de gel como para suspender los recortes y desprendimientos en espacio anular cuando se detiene la circulación. Estos solidos de formación deben ser eliminados del lodo antes de hacerlo recircular. Desafortunadamente, las propiedades de gelificacion del lodo dificultan esa remoción. Algo de sedimentación ocurrirá en la pileta de la gravedad, pero esa sedimentación no es usualmente suficiente para mantener una concentración razonablemente baja de sólidos. La eliminación química es eficaz en unos pocos tipos de lodos, pero la mayoría de ellos requieren de dispositivos mecánicos de control de sólidos. FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION
2.9.
DESGASTES DE LAS BOMBAS
Los sólidos abrasivos en los lodos pueden causar desgastes excesivos en partes de las bombas y de otro equipo que entra en contacto con el lodo. El sólido más abrasivo es probablemente la arena que se incorpora al lodo durante el proceso de perforación. Esta arena o cualquier solido abrasivo, debe hacerse sedimentar en las piletas o bien debe removerse por medios mecánicos.
2.10.
CONTAMINACION DE LECHADAS DE CEMENTO
Algunos lodos que tienen cualidades óptimas para la perforación son incompatibles con las lechadas que se utilizan para cementar el revestimiento. Trabajos deficientes de cementación pueden fácilmente poner en peligro las operaciones de perforación y de terminación. Los lodos que son químicamente incompatibles con el cemento deben siempre separarse de este por un fluido espaciador. Un deficiente control de las propiedades reologicas, así como perdidas de fluido y lavado de las paredes pueden causar también dificultades durante la cementación.
2.11.
CONTAMINACION DEL AMBIENTE
Ciertos líquidos y sólidos, incluyendo algunos aditivos químicos, presentan problemas ambientales en algunas regiones. A veces es necesario usar sistemas especiales para reducir los efectos adversos sobre las plantas o la vida marina de la zona. En otros casos se hace necesario reemplazar algunos aditivos por otros menos económicos o menos efectivos.
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FLUIDOS DE PERFORACION 3. REOLOGIA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION La ciencia que trata sobre la formación y flujo de la materia. Estudia las relaciones entre todas las propiedades de fluidos de perforación.
3.1.
FACTORES EN EL QUE INTERVIENE LA REOLOGIA
La limpieza del pozo, suspensión de sólidos, control de sólidos, presión de circulación y presiones impelentes y de succión. También tenemos: estabilidad del pozo, rendimiento de la perforación y requerimientos del equipo de perforación.
3.2.
PROBLEMAS EN EL CAMPO POR UNA MALA REOLOGIA
ALTAS VISCOSIDADES/ GELES: mayor presión en la bomba, mayor presión para iniciar circulación, perdida de circulación (mayores ) presiones impelentes y perdidas de presión de circulación), succionamiento de los fluidos de la formación, dificultades en controlar y remover solidos de perforación, altos costos del fluido de perforación y tendencia a entrampar aire y gas.
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FLUIDOS DE PERFORACION 3.3.
VISCOSIDAD
La medida de la resistencia interna del fluido al fluir, depende de: arrastre friccional de una lámina de líquido deslizándose sobre otra, la velocidad relativa entre las láminas. La unidad convencional es centipoise.
3.4.
VELOCIDAD DE CORTE
La fuerza en el fluido que resiste al flujo, es decir, la fuerza de resistencia entre láminas de fluido tendiente a impedir el desplazamiento entre ellas.
3.5.
REGIMENES DE FLUJO
3.5.1. ESTATICO 3.5.2. TAPON 3.5.3. LAMINAR Partículas individuales del fluido se mueven en línea recta paralela a la dirección del fluido, las fuerzas viscosas dominan y el perfil de velocidad es parabólico excepto cuando el fluido tiene un valor de cedencia.
3.5.4. TURBULENTO
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FLUIDOS DE PERFORACION Partículas individuales del fluido se arremolinan y dan vueltas desordenadamente moviéndose en dirección del fluido, perfil de velocidad es plano y las fuerzas de inercia dominan.
3.5.5. DE TRANSICION Intervalo de transición depende del fluido y el canal del fluido, lagunas partículas del fluido están en flujo laminar y entre otras.
4. TIPOS DE FLUIDOS 4.1.
NEWTONIANOS
La viscosidad es constante independiente de la velocidad de corte, la resistencia al corte es directamente proporcional a la velocidad de corte.
4.2.
NO NEWTONIANOS
La viscosidad depende de la velocidad de corte, adelgazamiento por corte, la velocidad decrece a medida que la velocidad de corte aumenta. En este tipo de fluido se encuentra los denominados TIXOTROPICO (los geles aumentan en condición a la estática y la viscosidad aumenta a medida que la velocidad de corte aumenta).
5. COMPOSICION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION El término fluido incluye a los líquidos y gases. El aire, el gas y la espuma son fluidos neumáticos de perforación (se emplean solamente en casos especiales.
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FLUIDOS DE PERFORACION 5.1.
LODO BASE PETROLEO
Se caracterizan porque su parte liquida continua es petróleo o más frecuentemente, una emulsión de agua en petróleo (llamada una emulsión inversa). Si la porción liquida es inversa es el agua, se trata de una emulsión de petróleo en agua y en ese caso es de base agua.
5.2.
LODO BASE AGUA
Son los más frecuentemente empleados. Varían desde los lodos nativos (no tratados), pasando por los ligeramente tratados, hasta los más intensamente tratados, los lodos inhibitorios de base agua. Los lodos inhibitorios reducen o inhiben la interacción entre el lodo y ciertas formaciones perforadas (los lodos base petróleo son de por si inhibitorios). Los lodos base agua pueden ser inhibitorios si contienen cationes o agentes encapsulante o ambos en cantidades suficientes.
5.3.
LODO BASE FLUIDOS NEUMATICOS
La perforación con aire, niebla o espuma son bastante comunes en áreas en que las formaciones duras, contienen una cantidad relativamente pequeña de fluidos de formación.
6. FASES DE LOS LODOS Un lodo es típicamente una suspensión de sólidos y posiblemente también de líquidos y gases, en un líquido.
6.1.
FASE CONTINUA DE LOS LODOS
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FLUIDOS DE PERFORACION La fase continua de un lodo de base agua es agua. Las sales disueltas en el agua son también parte de la fase continua. Los cationes Na+ (sodio) y Ca ++ (calcio) y el anión OH – oxihidrilo son de particular importancia para el comportamiento de los lodos de base agua. La fase continua de un lodo base petróleo es el petróleo. El tipo de petróleo es importante.
6.2.
FASE DISCONTINUA DE LOS LODOS
Los globulos de petróleo emulsificador en un lodo de base agua viscosifican el lodo y reducen su densidad. El petróleo del lodo puede originarse en las formaciones perforadas. Más a menudo cuando se encuentran cantidades significativas de petróleo en un lodo de base agua, se trata de petróleo añadido deliberadamente para reducir la fricción mecánica, para reducir la filtración a través de las paredes, para liberar una tubería aprisionada por la presión diferencial o en casos poco frecuentes, para reducir un lodo más liviano que el agua.
6.3.
FASE SOLIDA DE LOS LODOS
Los sólidos desempeñan un papel tan importante en la condición y mantenimiento de un lodo que les asignamos una fase aparte, aun cuando todas las partículas sólidas que hay en un lodo pertenecen a su fase discontinua. La inestabilidad de un lodo aumenta a medida que el porcentaje de solidos (en volumen) se eleva. El tratamiento químico puede incrementar la capacidad de un lodo para tolerar sólidos, pero solo hasta cierto punto. Muchos problemas de lodos causados por el fracaso en controlar los solidos en forma adecuada. Los sólidos que se hidratan o que tienen numerosas cargas eléctricas de superficie expuestas, se denominan solidos activos en los lodos de base agua. Otros solidos como por ejemplo: la barita son comparativamente inertes. La mayoría de los sólidos (con la excepción de algunos aditivos especializados de lodos de base petróleo) son inertes en FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION lodos de base petróleo. Un lodo cuyo nivel total de solidos no es excesivo puede sin embargo contener un exceso de solido activos.
7. QUIMICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION La base para una compresión completa de los problemas relacionados con los lodos depende principalmente de nuestra compresión química. Esta química se hace considerablemente compleja debido a la interacción y reacción de varios iones con los sólidos. Así la simple química de la fase acuosa no es capaz de darnos una predicción correcta del comportamiento iónico en los sistemas de lodo.
7.1.
AGENTES DENSIFICANTES
El agente densificaste de los lodos de mayor importancia es la BARITA. La barita es un mineral de sulfato de bario, que se encuentra en la naturaleza. Su peso es 4,2 a 4,3 lo hace mucho más denso que la mayoría de los sólidos de perforación. Tiene la ventaja de ser inerte y no abrasivo, la densidad del lodo puede aumentar 20 ppg o mas con barita. el tamaño de las partículas de la barita influyen, si es mas grande hace que el lodo sea espeso y si es muy fina puede causar viscosidad y resistencia de gel excesiva. Las especificaciones de API para la barita requieren de un peso específico no inferior de 4,20. Entre otros densificantes tenemos Galena y Carbonato de calcio.
7.2.
POLIMEROS
En relación con los lodos, la palabra polímero se acepta como termino de referencia para cierta clase de compuestos organicos que en cantidades relativamente pequeñas imparten aumentos significativos de viscosidad o proveen control de perdida de filtrado.
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FLUIDOS DE PERFORACION 7.3.
ADITIVOS SOLIDOS MISCELANEOS
Las fibras de amiento (asbesto) se adicionan algunas veces a los lodos para aumentar su capacidad de arrastre a los recortes hasta la superficie. Son eficaces en combinación de arcillas u otros viscosificantes. Debe tenerse un cuidado especial en el manejo del amianto para evitar la inhalación de las fibras.
7.4.
INTERACCIONES QUIMICAS
Los fosfatos complejos son el tetrafosfato de sodio STP y el piroofosfato acido de sodio SAPP, actúan como reductores altamente eficientes de la viscosidad siempre que las temperaturas del lodo permanezcan por debajo de 180°F a temperaturas mayores dichos fosfatos se convierten en ortofosfatos y ejercen un efecto floculante, de modo que el lodo se espesa en vez de hacerse más fluido. Entre otros compuestos químicos tenemos: la sal común (el nivel de la sal se mide por medio del ensayo de cloruros), anhidrita y yeso (cuando se utiliza la anhidrita se ioniza en fase continua del lodo), cemento (se introduce al pozo cuando se instala el revestimiento al pozo), carbonato de sodio (se añade al lodo con la finalidad de remover los iones de calcio, si se utiliza en exceso pueden causar altas viscosidades y resistencia de gel), bicarbonato de sodio, cal, gases solubles y otros.
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FLUIDOS DE PERFORACION 8. PROBLEMAS DE LODOS DE PERFORACION LODOS BASE AGUA INDICACION
PROBLEMA
ESPUMA
CEMENTO
TRATAMIENTO
Roclar las piletas con una fina presión de agua o de diesel. Espuma sobre la superficie de las Añadir el aditivo IMCO FOAMBAN piletas de lodo. Densidad del lodo u otros agentes tenso activos al reducida, presion reducida de lodo. En lodos salinos o con bajo bomas o golpeo. contenido en sólidos, la adicion de la arcilla IMCO GEL es benificiosa.
Alta viscosidad, altas resistencias de gel, aumentos de PH, perdida de filtrado y calcio en el filtrado.
Si es posible hacer un tratamiento previo o si se trata de bajas concentraciones, eliminarlo quimicamente con SAPP o con bicarbonato de sodio. Cuando se trata de grandes concentraciones, convertirlo a un sistema que tolere cemento.
YESO
Trata previamente si se trata de pequeñas cantidades o remover Alta viscosidad, alta velocidad de quimicamente con carbonato de gelificacion, aumento de perdida de bario o carbonato de sodio. Para filtrado. Calcio y sulfato en el perforar formaciones de anhidrita filtrado. masiva, convertir a un sistema que tolere anhidrita.
EVAPORITAS O DOMOS DE SAL
Ajustar las propiedades del lodo para que tolere sal, mediante el Alta viscosidad y geles elevados, tratamiento químico y con agentes aumento de la perdida de filtrado y contra la perdida de filtrado, o bien del contenido en sal. Apariencia convertir a un sistema saturado de granulosa del lodo. sal- si solo se encuentran algunas vetas, la dilución reducira el contenido de sal.
GELIFICACION A ALTA TEMPERATURA
Reducir la concentración de solidos por medios mecanicos y por dilución con agua. Añadir nuevo IMCO GEL. Tratar con cromato de sodio y emplear IMCO VC-10, IMCO RD-111 o IMCO POLY Rx como reductores de la viscosidad. Tratar el calcio para obtener niveles bajos.
Circulación difícil de romper, imposibilidad de hacer llegar las herramientas hasta el fondo. Disminución de la alcalinidad y aumento de la perdida de filtrado.
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FLUIDOS DE PERFORACION LODOS BASE AGUA INDICACION
PROBLEMA
ABRASION
ALTA PERDIDA DE FILTRADO
LODO INESTABLE
ALTA VISCOSIDAD
Arruinamiento prematuro del trepano y desgaste excesivo de los pistones, de las camisas y de los asientos de valvulas.
TRATAMIENTO Disminuir el contenido de arena por dolucion y/o por tratamiento quimico. Usar un desarenador para mantener el contenido de arena a un nivel minimo.
Si ustde considera que el sistema contiene cantidad suficiente de Revoque esponjoso, blando y muy aditivo para el control de filtrado, grueso. añadir arcilla IMCO GEL al sistema (Controlar con la prueba de azul de metileno)
La barita se separa por sedimentación.
Aumentar la viscosidad por adicion de un viscosificante. La adicion de DMS ayudara a estabilizar la viscosidad en lodos calientes y/o densificados.
Poner en funcionamiento el equipo de remoción mecanica de solidos Elevada viscosidad de embudo. para descartar los solidos Elevada viscosidad plástica. Punto perforados y las particulas finas de de cedencia elevado. Elevados barita. También se requerira geles. Alto contenido en solidos. dilución con agua, mas tarde puede utilizarse un reductor de viscosidad.
Escaso progreso de avance Añadir petróleo, IMCO SWS, vertical. Trepano y sarta IMCO MD y DMS. Mantener baja EMBOLAMIENTO embolados. Succion (en los viajes). la viscosidad y la resistencia de gel Los trepanos usualmente salen en para mantener asi el pozo limpio. DEL TREPANO buenas condiciones, con poco Utilizar la potencia disponible de desgaste, pero con recortes bombeo para que la hidraulica sea adheridos en forma muy compacta. lo mas eficiente posible.
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FLUIDOS DE PERFORACION LODOS BASE PETROLEO PROBLEMA INDICACION TRATAMIENTO (Salmuera de NaCl). Añadir petroleo y el emulsificante Elevada viscosidad. Reduccion adecuado y el cal. Si es severa ALTA de la densidad. Cambio en la añadir KEN CAL-L (Salmuera VISCOSIDAD proporcion petroleo/agua. de CaCl). Añadir petroleo y CONTAMINACION Reduccion en la perdida de concentrado juntamente con CON AGUA filtrado. Cal. Si es severa añadir IMCO KEN CAL-L. Reducir el tamaño del tamiz de la zaranda vibratoria. Diluir con diesel y añadir los Analisis de retorta. Viscosidad concentrados adecuados. Usar ALTA elevada. Viscosidad plastica el desarenador si la densidad VISCOSIDAD. elevada. Largos periodos de del lodo es de 12 ppg o menos ALTO perforacion con trepano de (NaCl) Usar IMCO KEN CAL-L CONTENIDO EN diamante. para mejorar humectacion y SOLIDOS disersion (CaCl2) Usar IMCON KEN CAL-L con los msimos propositos. ALATA Altos valores de filtracion a FILTRACION. pesar de que el aditivo esta en Añadir resina IMCO VR. ALTAS concentracion adecuada. TEMPERATURAS (Na Cl) Añadir IMCO KEN CALL y cal. Asegurarse que la proporcion petroleo/agua y la SOLIDOS HUMECTADOS Apariencia grisacea del lodo. En concentracion de aditivo son la prueba del control de arena correctas. (Ca Cl2) Añadir CON AGUA. se pueden ver floculos de IMCO KEN CAL-L y cal. BARITA Y/O barita. Asegurarse que la proporcion SOLIDOS petroleo/agua y la PERFORADOS concentracion de aditivo son correctas. Manejar como cualquier flujo de FLUJO DE AGUA agua. Puede ser necesario SALADA. FLUJO añadir petroleo y sustancia DE AGUA, quimica si el volumen de la PRESION DE LA La misma que para surgencia o intrusion es grande. Si es brote con lodo de base agua, FORMACION posible desechar el sistema SUPERIOR A LA incluyendo aumento de volumen contaminado. (CaCl) si el en las piletas. HIDROSTATICA, problema es serio, añadir IMCO O PRACTICAS DE KEN CAL-L. (CaCl2) si el PERFORACION proble,a es serio añadir IMCO ANORMALES KEN CAL-L FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION 9. TECNICAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION MOMENTO EN QUE OCURRE UN BROQUE, SIGNOS DE PELIGRO Y ACCION A TOMAR CUANDO UN BROQUE OCURRE FORMACIONES DE PRESIONES NORMALES MOMENTO EN QUE OCURRE EL BROTE
SIGNO DE PELIGRO
DURANTE LA PERFORACION
1) Aumento en el volumen de las piletas. 2) Perdida de circulacion. 3) Lodo contaminado con gas, petróleo o agua salada. 3) Aumento de velocidad de la bomba o disminucion de la presion de la bomba.
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CAUSAS
ACCION A TOMAR
1) Lodo demasiado 1) Cerrar el preventor de liviano. 2) Lodo reventones y demasiado denso y/o AUMENTAR LA técnicas inadecuadas DENSIDAD DEL LODO. de perforación; por 2) Observar el nivel de ejemplo de la tubería de fluido en el espacio perforación. 3) anular para asegurarse Seccionamiento o que el pozo fluye, cerrar manifestación de fluido el preventor de invasor (show). 4) Lodo reventones y añadir demasiado liviano o material para perdida de agujero en la tubería de circulacion de lodo. perforación. Aumentar la densidad del lodo solamente si es necesario. 3) Acondicione el LODO y aumente la DENSIDAD del lodo solamente si la manifestación fue de suficiente intensidad para justificar esta accion. 4) Observar el nivel del lodo en las piletas, verifique si hay un agujero en la tuberia.
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FLUIDOS DE PERFORACION DURANTE UN VIAJE DE LA TUBERIA
1) Aumento en el volumen de lodo en las piletas o flujo del pozo a través de la tubería de perforación. 2) El pozo no recibe la cantidad de lodo para el llenado apropiado. 3) Perdida de circulación, incapacidad de llenar el pozo.
1) Falta en el llenado del pozo o succionamienro. 2) Succionamiento. 3) Introduciendo la tuberia de perforacion demasiado rapido, descenso repentino de la tuberia.
1) Intentar regresar lo mas cerca posible del fondo, si la seguridad y el tiempo lo permiten. 2) No sacar mas tuberia de perforacion, regresar al fondo y acondicionar el lodo. Disminuir los geles y la viscosidad si son muy altos. Cerrar los preventores y utilizar el estrangulador si es necesario. 3) Si es imposible llenar el pozo despues de esperar varias horas, añadir material para perdida de circulacion al sistema del lodo. Tomeseespecial atencion al lodo en el espacio anular para asegurarse que el pozo no esta fluyendo.
MOMENTO EN QUE OCURRE UN BROQUE, SIGNOS DE PELIGRO Y ACCION A TOMAR CUANDO UN BROQUE OCURRE TERMINACION MOMENTO EN QUE OCURRE EL BROTE
SIGNO DE PELIGRO
CAUSAS
ACCION A TOMAR
CUANDO SE ESTA PROBANDO
El pozo empieza a devolver fluido, aumento el nivel de lodo en las piletas.
Fluido de terminacion demasiado liviano, o el pozo fue succionado cuando se retiraron las herramientas de terminacion o la herramienta DST.
Matar al pozo mediante el bombeo en su interior o circulacion aumentando ña densidad al fluido de terminacion.
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FLUIDOS DE PERFORACION CUANDO SE ESTA INTRODUCIENDO LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
1) Perdida de circulación 2) El pozo empieza a devolver fluido.
1) Introducción demasiado rapida de la tubería de revestimiento. 2) Seccionamiento en el viaje procedente.
1) El procedimiento a seguir dependera de las condiciones existentes en el momento de la perdida de circulación. En general el espacio anular debe dejarse lleno aun cuando eso implique llenar de agua para observar si el pozo esta fluyendo. 2) Si es posible y si la seguridad y el tiempo lo permitan, continúen haciendo descender la tubería de revestimiento hasta el fondo. Cierre el preventor de reventones y circule a través del regulador, haga circular el lodo y acondicionelo, eleve la densidad del lodo solo si es necesario.
ANTECEDENTES DEL POZO INCAHUASI X-2 Desde el descubrimiento del campo Incahuasi el año 2004, han pasado 12 años para iniciar la producción y 19 años desde la firma del primer contrato. Durante la actual gestión de Gobierno no se ha descubierto ningún campo significativo, menos aún uno que se acerque al tamaño de Incahuasi y como son prolongados los tiempos para ver resultados exploratorios.
1. UBICACIÓN La perforación del pozo Incahuasi ICS-2, ubicado en el bloque Ipati-Aquío, se abrirá espacio en pleno pie de monte chaqueño, en la provincia Cordillera, Santa Cruz, en las faldas de la serranía del mismo nombre y que divide a ese departamento con Chuquisaca. El segundo pozo (Incahuasi X2) más profundo del país porque la formación objetivo está a esa profundidad.
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FLUIDOS DE PERFORACION 2. POZO INCAHUASI X-2 La perforación del pozo ICS-2 comenzó el 25 de enero de 2012, hasta la fecha ha sido perforado hasta una profundidad de 4.984 metros, teniendo previsto llegar hasta 6.450 metros. Para hallar reservas de gas natural en el lugar se usarán equipos de última tecnología, entre ellos un taladro DLS 134 de 3.000 HP (horses power, caballos de fuerza en español). Serán 14 meses de excavación para llegar, al nivel del reservorio gasífero Huamampampa, a 4.500 metros de profundidad aproximadamente. Una vez concluida la primera prueba (DST#1) en agujero abierto, se planea cubrir esta formación con un liner de 7” para continuar de esta manera perforando en un diámetro de 6
pulgadas a través de la formación Icla hasta llegar a la formación Santa Rosa, a unos 6.500 metros bajo tierra. Si la perforación de la formación “Santa Rosa” resulta exitosa (reservorio positivo), se procederá a una segunda prueba de pozo (DST 2) en agujero abierto para probar el potencial de esta formación. La decisión final de inversión para la primera fase del campo de gas y condensados Incahuasi se tomó en base de los hallazgos positivos del pozo de exploración ICS-2. Se tiene también que Total recientemente anunció una gran inversión para la segunda fase del proyecto, cuya producción debiera comenzar en 2019. Total E&P Bolivie (60%) opera el área, los otros socios son Gazprom (20%) y Tecpetrol (20%).
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FLUIDOS DE PERFORACION RESOLUCION DEL CASO Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se puso en marcha recientemente en Bolivia. Su producción contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico. De acuerdo con las pronósticos del Ministerio de Hidrocarburos, este campo entrará en operación inicialmente con 2 millones de metros cúbicos diarios, hasta llegar paulatinamente a los 6,5 millones diarios. Cuando esté en su máxima capacidad, Incahuasi permitirá un incremento de 12 por ciento en la producción nacional de gas, que pasará de 60 a 65,5 millones de metros cúbicos. 1.000 millones de dólares es la inversión que se realizó durante tres años en la planta que forma parte de los campos Incahuasi y Aquío, operados por la francesa Total. * El campo Incahuasi está conformado por los bloques Aquío e Ipati, fronterizos entre Santa Cruz y Chuquisaca. * Su ubicación es la que ha causado fricciones entre las gobernaciones de ambos departamentos, porque está en juego el pago de regalías por la producción de gas. * Varios sectores cuestionan a las autoridades de Chuquisaca por la demora en el proceso de delimitación. * Observan también el hecho de que se haya contratado una empresa para establecer los porcentajes de distribución antes que la delimitación. * Se espera que el “megacampo” comien ce a producir en los próximos días.
* En abril de 2011, YPFB oficializó el descubrimiento de lo que podría ser una de las mayores reservas de gas concentradas en un bloque, el Aquío, con un yacimiento que llega a 2,6 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y que sumados a los de Ipati, hacen un total de 3 TCF.
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FLUIDOS DE PERFORACION * A futuro se deben realizar varios proyectos exploratorios de campos compartidos entre Chuquisaca y Tarija, entre Chuquisaca y Santa Cruz, y también entre los tres departamentos. Se tiene programada la perforación del pozo ICS-2 con un lodo de 1,03 gr/cc y se llego a la profundidad de 4600 mt. En esta zona (que tiene una gradiente de presion normal) se cree que podríamos tener problemas con la presion por lo que necesitamos verificar si se necesita o no cambiar el fluido de perforacion a esa profundidad; si fuera necesario hacerlo calcular con que densidad de lodo se trabajaría; los datos de la bomba de lodo son los siguientes:
Datos: Lodo actual
1,03 gr/cc
Profundidad
4600 m (con gradiente de presión normal)
2 Bombas Triplex
6 1/2” x 12”
Eficiencia Vol.
98%
P bomba
2800 PSI
V bomba
56400 Emb/Dia
Cañería Superficial
9 3/8” x 8,755 ; 48 Lb/Pie
Zapato 2900 m
Cañería Intermedia
7” x 6,75” 32,3 Lb/pie
Zapato 4590 m
Tub. Perforación 2
4 ½” x 3,76 16,5 Lb/Pie
Longitud 1000 m
Portamechas
5” x 2 ¼” 76,7 Lb/Pie
Longitud 520 m
6 ¼” x 3” 93 Lb/Pie
Longitud 1700 pies
Diámetro del Pozo
8 1/8”
a) Presión hidrostática con el nuevo lodo. Presión hidrostática con lodo de 1,03 gr/cc a 4600 m ℎ = 0,052 × × ℎ = 0,052 × 1,03(8,33) × 4600(3,281) ℎ = 6734
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FLUIDOS DE PERFORACION - Presión de formación con gradiente normal de formacion a un lodo equivalente a 9 LPG. = 0,052 × × = 0,052 × 9 × 4600 = 7063
- Diferencia entre Ph y Pf = 7063 ℎ = 6734 > ℎ
Es necesario incrementar la presión hidrostática incrementando la densidad del lodo para que la Ph sea mayor con 300 PSI que la Presión de formación, según la norma API.
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FLUIDOS DE PERFORACION - Despejando la densidad del lodo de la formula e incrementando 300 PSI a la Pf estimada por la gradiente normal de 9LPG para determinar la nueva densidad.
ℎ = 0,052 × × = =
ℎ 0,052 ×
7063 + (300) 0,052 × 4600(3,281)
= 9,38
- Presión hidrostática con la nueva densidad de lodo de 9,38 LPG ℎ = 0,052 × 9,38 × 4600(3,281) ℎ = 7362
b) Potencia de la Bomba. = 0,01026 × × × = 0,01026 × 6,5 × 12 × 0,98
= 5,0978
5,0978
× 56400
×
1 24 ℎ
=
=
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×
1 ℎ 60
=
199,66
× 1714
2800 × 199.66(2) 1714
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FLUIDOS DE PERFORACION = 652,33
c) Volumen de lodo necesario para llenar el pozo. - Determinando el volumen de la sarta de perforación. . =
4,5 − 3,76 314
. 1 =
. 2 =
× 2000 = 38,93
5 − 2,25 314 6,25 − 3 314
× 520 = 33,02
× 518 = 49,59
. = . + . 1 + . 2 . = 38,93 + 33,02 + 49,59
. = 121,54
d) Tiempo de circulación y retorno del lodo. - Calculo de volúmenes.
Interior de la TP. 3,76 1 = × 2000 = 90,05 314
Interior del PM2 2 =
314
× 520 = 8,38
Interior del PM1 3 =
2,25
3
× 518 = 14,85 314
Interior de la Cañería intermedia.
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FLUIDOS DE PERFORACION 6,75 4 = × 1552 = 225,2 314
En agujero abierto. 5 =
× 10 = 2,1
6,75 − 6,25 314
× 518 = 10,72
Entre Cañería intermedia y PM1 7 =
314
Entre Cañería intermedia y PM1 6 =
8,125
6,75 − 5 314
× 520 = 34,05
Entre Cañería intermedia y PM1 8 =
6,75 − 4,5 314
× 2000 = 290,21
- Volumen en el sistema. . . = 1 + 2 + 3 + 4 + 5 + 6 + 7 + 8 . . = 90,05 + 8,38 + 14,85 + 225,2 + 2,1 + 10,72 + 34,05 + 290,21 . . = 675,51
Tiempo de Circulación. =
=
. . .
675,51 × (42) = 71,05 199,66 × (2)
- Volumen en el EA. . .= 4 + 5 + 6 + 7 + 8 . . = 225,2 + 2,1 + 10,72 + 34,05 + 290,21 FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION . . = 562,28
Tiempo de retorno.
=
=
. .
562,28 × (42) = 59,14 199,66 × (2)
Nota: Son 2 bombas con las mismas características. En 1 Bbl hay 42 Galones. e) Emboladas de circulación y de retorno del lodo.
. = 56400
×
1 24 ℎ
×
1 ℎ 60
= 39,1667
- Número de emboladas de circulación. º . . = 39,1667
× 71,05 = 2783
- Numero de emboladas de retorno. º . . = 39,1667
× 59,14 = 2316
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FLUIDOS DE PERFORACION RECOMENDACIONES Certificar que la sísmica de superficie utilizada es confiable. Requerir que muestren, además de la ubicación geográfica de la boca de pozo, la trayectoria hasta el fondo, y que ubiquen este fondo proyectándolo hasta la superficie. Es decir, conocer la inclinación de los pozos. Es muy importante llevar un registro de los parámetros mencionados, ya que éstos proporcionarán los criterios de afectación al subsuelo y los daños inducidos al acuífero, además de señalar las condiciones del fluido de perforación. La viscosidad y la densidad son los factores que pueden afectar más la integridad del barreno. La frecuencia sugerida para la verificación de estas dos propiedades es cada 15 metros de perforación o cada cuatro horas de circulación del lodo. De igual manera, para evitar daños a las condiciones naturales del subsuelo se deben considerar los siguientes puntos relacionados directamente con la viscosidad: a) velocidad de ascenso del fluido por el espacio anular; b) tamaño de recorte, forma y densidad, y c) estabilidad de la formación. La viscosidad deberá mantenerse tan baja como sea posible, pero manteniendo una adecuada limpieza y estabilidad del barreno. Como se está perforando hasta llegar al sistema geológico temonico en formación santa rosa como objetivo se deberá tomar en cuenta que son compuesta esta formación de areniscas de grano fino y tienen muy buena porosidad y al llegar a ese nivel de formación cuando se realice la perforación se debe tomar en cuenta una buena reologia del lodo y propiedades petrofísicas adecuadas para este tramo estar preparado y evitar consecuencias posteriores de pérdida o filtraciones de formación. También se recomienda que en caso de utilizar aditivos, polímeros o cualquier otra sustancia para conformar el fluido de perforación, éstos sean biodegradables o bien contengan componentes fáciles de neutralizar sin poner en riesgo las condiciones naturales del sitio. En este trabajo se señalan sólo los parámetros básicos que deben considerarse en los trabajos de perforación con el tipos de lodos al pozo Incahuasi x-2. FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION CONCLUSIÓN Debido al objetivo que se tiene del pozo a llegar a más profundidad para alcanzar la zona productora las variaciones de formaciones y composiciones geológicas serán significativas y tomar prevenciones en la perforación es determinante. Las pruebas de DST será muy esencial para determinar el marco de objetivo de producción en lo cual requerimiento del tipo de diseño de producción del pozo Incahuasi x-2. En la utilización de los fluidos de perforación es innegable que los recursos hídricos en nuestro país, y en el mundo entero, han decrecido sustancialmente en cantidad y calidad; especialmente el agua que se abastece. Por ello debemos tomar medidas preventivas, es muy elementales que éstas parezcan, para evitar contaminar los mantos subterráneos como también en superficie que constituyen una de las fuentes principales de abastecimiento de agua.
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FLUIDOS DE PERFORACION BIBLIOGRAFIA http://es.slideshare.net/coquitococoneitor/area-tradicional-compartida-santa-cruzchuquisaca http://correodelsur.com/politica/20160815_la-region-inicia-protestas-en-defensa-deincahuasi.html http://www.paginasiete.bo/economia/2016/8/3/total-inicia-produccion-condensadosincahuasi-104928.html LIBRO: INFORME DE LABORATORIO DE LODOS YPFB (Autor: Ing. Quimico Waldo Ovando)
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FLUIDOS DE PERFORACION ANEXOS Volumen de Dilución.- Es la suma de volúmenes perdidos por impregnación y viaje más el 15% de volumen de recorte que pasan a través del equipo de control de sólidos. Volumen de impregnación.- Es el volumen de fluido que se pierde por impregnación o humectación de los recortes con el fluido de perforación. Volumen de planta.- Volumen de fluido de control, que se transporta de la planta del CONTRATISTA al muelle o pozo asignado. Volumen de viaje.- Fluido de control que se pierde en la superficie durante la extracción de la sarta de perforación durante la maniobra de desconexión de la tubería. Volumen generado en plataforma.- Volumen de fluido de control que se prepara en la localización durante la etapa de perforación. Volumen total de fluido para una etapa.- es la suma del volumen de presas más el volumen de TR de acuerdo a la geometría del pozo más el volumen de agujero descubierto más el volumen por dilución. SIGLAS. API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). BAAT.- Base Agua Alta Temperatura. BAB.- Base Agua Bentonítico. BABP.- Base Agua Bentonítico Polimérico BD.- Baja Densidad. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MATERIALES Y SISTEMAS DE FLUIDOS. Las unidades de medida para las concentraciones, cálculos de concentraciones, aditivos, volúmenes y recortes deben expresarse de la siguiente forma: Tabla 1 Concepto
Unidad
Sólidos: kg/m3 Líquidos: l/m3 Litros, l, Lt, Lts. Kilogramo o tonelada, kg o Ton. metros cúbicos o litros, m3 ó l, Lt, Volúmenes Lts. Recortes toneladas, ton DISEÑO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS. Concentración Aditivos líquidos Aditivos sólidos
El área operativa de PEP proporcionará la información del pozo tipo con anticipación, para que el CONTRATISTA diseñe y proponga sus sistemas y propiedades de fluidos, previo al inicio de los trabajos, los cuales deben ser aprobados por el área operativa de PEP. Para el caso de campos que no estén contemplados en las especificaciones técnicas de este anexo, el CONTRATISTA se obliga a diseñar y proponer los sistemas y propiedades de fluidos para intervenir dichos pozos. FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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FLUIDOS DE PERFORACION
El CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos, debe prever los contaminantes presentes en el intervalo a perforar y proponer en el diseño de sus sistemas, los aditivos complementarios adecuados para contrarrestar sus efectos. El CONTRATISTA debe considerar para el diseño de sus sistemas de fluidos las características de las formaciones a perforar y los contaminantes comunes de cada campo, debiendo presentar las pruebas de laboratorio que respalden el diseño del fluido y el análisis de la problemática de los pozos de correlación. El CONTRATISTA debe considerar para el diseño de sus sistemas de fluidos las características del sistema hidráulico del equipo, la capacidad y cantidad de presas, agitadores y sistema circulatorio, que PEP tiene instalados en los equipos. El CONTRATISTA se obliga a proporcionar a PEP la asistencia técnica en el uso de sus aditivos, sistemas de fluidos, ingeniería aplicada en el comportamiento hidráulico, en el diseño y durante la ejecución de los trabajos, control de pérdidas de circulación, prevención de problemas de pegaduras de tubería, tratamiento de contaminaciones, aplicación de nuevas tecnologías y propuestas de mejora, que permitan a PEP optimizar la perforación y terminación de pozos.
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FLUIDOS DE PERFORACION Concepto
INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO 1ª 2ª 3ª 4ª
5ª
Pruebas de producció n 4
Barrena (pulgadas)
36
17 ½
12 ¼
8½
6 1 /8
T.R. (pulgadas)
30
13 3 /8
9 5 /8
7 5 /8
5½
Diámetro interior (pulgadas) Intervalo (metros lineales) Metros perforados
28
12.415
8.625
6.625
4.67
0-200
200-800
800-2600
2600-3120
3120-3420
200
600
1800
520
300
1.05
1.10 -1.15
1.40
1.18
0.90 - 0.92
BAB
BABP
EI
EI
BD
60
90
100
150
Arenas, Lutitas
Lutita calc
Carbonato s KS brecha GAS
Carbonato s KI
Densidad del fluido(gr/cc) Tipo de fluido Temperatura Máxima (°C) Tipo de formación Probables Contaminantes Vp ( cps)
> 14
> 14
22 - 35
18 - 26
> 20
Pc ( lb/100 pie2)
> 14
> 14
12 - 21
10 - 15
18 - 25
Geles 0’
> 15
> 15
8 - 13
8 - 12
7 – 11
Geles 10’
>25
>25
15 - 24
14 - 30
10 - 16
9 – 9.5
9 – 9.5
9 – 10.5
< 12
<8
<6
Ph Filtrado API (ml) Filtrado APAT (ml)
<8
<8
MBT (Kg/m3) Ion K+ libre (ppm) Sólidos perforados (%) Cloruros (ppm) Lectura viscosímetro @6 rpm Lectura viscosímetro @3 rpm Relación aceite/agua Estabilidad Eléctrica (volts)
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GAS
< 15 > 15,000 <3 > 18,000
180,000 a 210,000 >6
180,000 a 210,000 >6
600 a 1500
>5
>5
>8
75/25
70/30
> 700
> 700
> 10
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FLUIDOS DE PERFORACION PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN. Cuando existan perdidas de circulación parcial, severa o total, debido a eventos no imputables al CONTRATISTA (como pueden ser un cambio de formación o en la presencia de formaciones de alta y baja presión de poro en el mismo intervalo, entre otros eventos) y el fluido cumpla con las especificaciones técnicas, concentración de materiales sellantes, distribución y tamaño de partícula y las propiedades fisicoquímicas propuestas en el programa de perforación, PEP pagará el volumen perdido por metro cúbico conforme a la concentración de sus materiales. Es responsabilidad del CONTRATISTA, llevar el seguimiento de la hidráulica durante la perforación de cada etapa y en caso que detecte una posible pérdida de circulación por alta Densidad Equivalente de Circulación (DEC) que exceda el gradiente de fractura, el CONTRATISTA debe notificar por escrito a la Unidad Operativa de PEP responsable del seguimiento de los trabajos objeto de este contrato, acerca de los riesgos que representa esta condición e indicará las recomendaciones para su prevención y/o propuestas de solución. En caso que el CONTRATISTA no reporte este análisis por escrito con la debida oportunidad, PEP no pagará los volúmenes perdidos en el pozo y se aplicará la pena convencional por interrupción de los trabajos. En caso que se presente perdida de circulación y las especificaciones técnicas del fluido no cumplan con las propiedades fisicoquímicas establecidas en el programa de fluidos de perforación y que los materiales sellantes no cumplan con la concentración, distribución y tamaño de partícula, la perdida de circulación será responsabilidad del CONTRATISTA y PEP no efectuará pago alguno del volumen del fluido perdido. Es responsabilidad del CONTRATISTA al inicio de la perforación del pozo, proporcionar a la Unidad Operativa de PEP responsable del seguimiento de los trabajos objeto de este contrato, un procedimiento para el control de las pérdidas de circulación, en el cual deberá incluir un diagrama de flujo del diseño de las concentraciones de obturantes de acuerdo al régimen de pérdida de circulación, así como las concentraciones y longitud del bache a utilizar en los casos de pérdidas totales de circulación. El criterio para establecer el régimen de pérdida de circulación será de acuerdo a la siguiente tabla de clasificación:
R GIMEN DE PERDIDAS DE CIRCULACIÓN
RÉGIMEN (m3 /hr)
FILTRACIÓN
< 1.6
PARCIAL
1.6 a 4.8
SEVERA
4.8 a 16
TOTAL
> 16
FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO
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