UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÙCLEO DE ANZOÀTEGUI ESCUELA DE INGENIERIA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÒLEO LABORATORIO DE PERFORACIÓN SECCION 01
Informe de laboratorio N°1.
Profesor:
Bachilleres:
Ing. Félix Acosta.
Rodríguez Cristian. C.I: 25.157.783
Técnico
Torrealba María José. C.I: 23.953.161
Tsu. Mavo Eduardo.
Indriago Irma C.I: 18.512.580
Preparador: Br. García Jonathan
Barcelona, Mayo 2017
Í ndice Sumario ............................................................................................................................................... 4 Introducción ........................................................................................................................................ 5 1. Bases teóricas .................................................................................................................................. 6 1.1 COMPONENTES DEL LODO DE PERFORACION .......................................................................... 8 1.2 FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ....................................................................... 8 1.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN. .................................................................................... 12 1.4 REOLOGÍA DE LOS FLUIDOS. .................................................................................................... 13 1.5 FACTORES QUE AFECTAN LA REOLOGÍA ................................................................................. 14 1.6 PROPIEDADES BÁSICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN................................................... 14 1.7 RENDIMIENTO DE UNA ARCILLA ............................................................................................. 16 1.8 TIPOS DE ARCILLAS USADAS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................... 16 1.9 ESTADOS DE ASOCIACIÓN DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLAS. ................................................ 18 1.10 DENSIFICANTES ..................................................................................................................... 19 1.11 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE CADA UNO DE LOS DENSIFICANTES USADOS EN LA PERFORACIÓN. .............................................................................................................................. 19 2. Procedimiento Experimental General Práctica 1 a ....................................................................... 21 3. Procedimiento Experimental General práctica 1-b ....................................................................... 22 4. Procedimiento Experimental Equipo ............................................................................................ 23 5. Procedimiento Experimental Equipo ............................................................................................ 26 6. Datos y Resultados ........................................................................................................................ 28 6.1 Datos Práctica nº 1a: ................................................................................................................ 28 6.2 Resultados Práctica nº 1a:. ...................................................................................................... 29 6.3 Datos Práctica nº 1b: ............................................................................................................... 32 6.4 Resultados Práctica nº 1b:. ...................................................................................................... 33 7. Discusiones .................................................................................................................................... 34 7.1 Práctica nº 1a: ......................................................................................................................... 34 7.2 Práctica nº 1b: ......................................................................................................................... 37 8. Conclusiones.................................................................................................................................. 40 8.1 Práctica nº 1a: ......................................................................................................................... 40 8.2 Práctica nº 1b: ......................................................................................................................... 41
9. Recomendaciones ......................................................................................................................... 42 9.1 Práctica nº 1a: ......................................................................................................................... 42 9.2 Práctica nº 1b: ......................................................................................................................... 43 10. Importancia del Tema en la Industria ......................................................................................... 44 10.1 Práctica nº 1a: ....................................................................................................................... 44 10.2 Práctica nº 1b: ....................................................................................................................... 45 11. Bibliografía .................................................................................................................................. 46 12. Apéndice ...................................................................................................................................... 47 12.1 Muestra de Cálculo: Práctica nº1a: ..................................................................................... 47 12.2 Muestra de Cálculo: Práctica nº 1b: ..................................................................................... 49 13. Gráficas ........................................................................................................................................ 52 13.1 Práctica nº 1a: ....................................................................................................................... 52 13.2 Práctica nº 1b: ....................................................................................................................... 54 14. Fotografías de las Práctica nº 1a y Práctica nº 1b: ...................................................................... 55
De la calidad del fluido de perforación depende el éxito de todo programa de perforación. Un entendimiento riguroso de las arcillas puede ser la herramienta más valiosa del ingeniero de petróleo. Las propiedades del lodo varían con el rendimiento de la arcilla. El uso de dos tipos densificantes en el lodo así como la función de este de sostener los sólidos fueron objeto de estudio (para esto se usaron varios porcentajes en peso de arcilla). En el laboratorio se prepararon y estudiaron cuatro muestras de lodo base con diferentes porcentajes en peso de bentonita, con el fin de obtener el porcentaje en peso de bentonita que proporcione la viscosidad aparente optima necesaria que asegure la dispersión de la arcilla en el lodo. Luego, se recrearon tres barriles de lodo con el porcentaje en peso óptimo de bentonita obtenido. Una vez listo se procedió a densificar un barril con sulfato de Bario (barita), uno con carbonato de calcio y el otro sin densificar, con la finalidad de evaluar el comportamiento de las propiedades en cada una de las muestra. Con los resultados obtenidos en el laboratorio se comprueba lo planteado en teoría. Para una adecuada dispersión y evitar la floculación de la arcilla el rendimiento óptimo usado fue de 7%. Los densificantes afectaron las propiedades reologicas y tixotropía del lodo aunque en un grado muy pequeño; notándose más en la barita debido a su alto contenido en sólidos, por presentar menos gravedad que el carbonato. Y de esta forma podemos concluir entonces que los grandes cambios en reología y tixotropía son resultado de la reactividad presente en las arcillas.
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En los primeros pozos perforados el método de rotación del agua más los minerales que aportaban las formaciones atravesadas era lo que se usaba como fluido de perforación. Si un lodo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva. Este método se utilizó específicamente entre los años 1901 hasta 1921. A partir de 1921 inicia la historia moderna de los fluidos de perforación cuando Strond propone el uso de sólidos químicos inertes y pesados para mejorar las propiedades del lodo. Pero no es hasta 1937 que se utiliza el Filtroprensa para medir la perdida de filtrado del lodo. El fluido de perforación está constituido por una fase continua y una dispersa En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. El fluido no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. En la actualidad se ha profundizado el estudio de los fluidos de perforación, gracias al uso de los equipos de alta tecnología, que presentan una gran sensibilidad para identificar y calcular las propiedades del lodo, con el fin de que la búsqueda de hidrocarburos y su extracción se den una forma segura, en un menor tiempo y económicamente rentable. El objetivo de esta práctica la cual se realizó en dos practicas recibiendo en nombre 1a y 1b se basa en el estudio, análisis y comparación de las propiedades físicas y reológicas del fluido de perforación mediante el uso de bentonita en diversos porcentajes en peso, Para ello se necesita determinar los valores de: viscosidad plástica, punto cedente, fuerza gel, viscosidad aparente, viscosidad de embudo y además la densidad; a los diferentes porcentajes en peso de Bentonita y en
la evaluación del comportamiento de dichas
propiedades en presencia de dos tipos de densificantes (Barita y Carbonato de Calcio). Así se observa el efecto que tiene sobre las diferentes propiedades del lodo la gravedad específica de ambos sólidos inertes.
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Existe muy poca información del inicio en la utilización de los fluidos de perforación o lodos en el área de la perforación de pozos petroleros. Aparentemente, en los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se uso el agua como fluido que al mezclarse con los sólidos de formación formaban el lodo. Evidentemente en esos tiempos, en la perforación de un pozo, al fluido no se le daba mucha importancia, siendo considerado de muy poco interés sus funciones y propiedades. Era de suponer que si un lodo hecho en el pozo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua para adelgazarlo; y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo de reserva para espesarlo. Cualquier problema presentado en el lodo durante la perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva. En el año 1901 recién aparece un artículo sobre los lodos nativos escrito por Haggen y Pollard quienes investigaron sobre el uso de los lodos en la perforación de pozos; ellos sugirieron que en pozos de gas debe llenarse el pozo cuando se saca la tubería a superficie para evitar un posible reventón. Así, definieron el término de lodo nativo como la mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable. Las arcillas más usadas fueron las de naturaleza gumbo despreciando a las arenas y arcillas duras, y es más, ellos recomendaron el uso de un 20% en peso de arcilla en agua. En 1916, Lewis y Mc Murray adaptaron el lodo nativo para la perforación a cable, definiéndolo como " Una mezcla de agua con algún material arcilloso que pueda permanecer en suspensión por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.15 gr/cc, y que además debe ser delgado como el agua para evitar efectos negativos en algunas formaciones. Consideraban que un buen lodo debía ser capaz de sellar las arenas de formación, además de evitar su lavado y contrarrestar las presiones de gas. En 1921 comienza la historia moderna de los lodos, con el fin de controlar sus propiedades a través del uso de aditivos químicos especialmente preparados para aquellos propósitos. STROUD fue el encargado encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el óxido de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb/gal.
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Ya en 1922, el experimento con el aditivo llamado Barita o Baritina, un material que presentaba una serie de ventajas sobre el óxido de hierro; un producto de alta gravedad específica, no es abrasivo, no es tóxico, no interfiere en los registros eléctricos, pero su uso creció recién a partir de 1929 cuando se solucionó el problema de la viscosidad y fuerza gel necesaria para suspender el material. La solución al problema de viscosidad y gel dio lugar a una serie de investigaciones en la busca de aditivos aptos que específicamente cumplan con los objetivos; se desarrollaron primero compuestos de mezclas de aluminato de sodio y cáustica para luego descubrir en 1929 las arcillas Bentoníticas, sobre todo aquellas que provenían del estado de Wyoming con ventajas superiores en dar viscosidad, fuerza gel y control de filtrado en la formación. Si bien la Bentonita daba viscosidad y control de filtrado en lodos base agua fresca, la misma no tenia buenos resultados en lodos salados, por lo que en 1936 fue patentado el producto conocido como Atapulguita para dar viscosidad a las soluciones saladas. PARSONS menciona en 1930 el uso de adelgazantes estabilizadores como así también se discute el efecto del pH sobre la viscosidad del lodo. Loomis y Ambrose patentaron el uso del tanino natural para disminuir la viscosidad; y el quebracho hasta no hace mucho era de amplio uso. Estudios realizados durante los años de la segunda guerra mundial permitieron el desarrollo de otros productos como: Lignosulfonatos de Calcio, Lignina, Lignosulfonato de Hierro y Cromo, que fueron usados en los lodos como dispersante desde la década del cincuenta del siglo anterior. Como se puede observar, de los problemas presentados durante la perforación de pozos por el método a cable o rotativo, nace la búsqueda y el desarrollo de productos o aditivos que de alguna manera den solución a dichos problemas. Al hablar de fluidos de perforación nos referimos a los fluidos que poseen ciertas características fisicoquímicas definidas, las cuales hacen posible el desplazamiento de los ripios o fragmentos de rocas producto del recorte de la mecha de perforación mediante su circulación dentro del hoyo, garantizando de esta forma la limpieza del hoyo durante la perforación. El fluido de perforación se emplea básicamente con la finalidad de extraer los ripios del interior del pozo, también para evitar que los fluidos de la formación entren en el
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pozo durante la perforación (filtración). Este también impide derrumbes en las paredes del pozo, controla las presiones de formación, entre otros.
Los diversos efectos de los elementos de la formación y el manejo adecuado que se haga del lodo en la superficie hace decir con mucha certeza que no existe dos fluidos de perforación idénticos. Básicamente se puede describir la composición del lodo de la siguiente manera:
El agua, el petróleo o el aceite ; constituyen la fase continua del lodo, estos son
necesarios para la preparación del volumen de fluido de perforación requerido; la principal función de estos componentes es mantener en suspensión los sólidos presentes en el sistema.
Las formaciones perforadas: Los ripios procedentes de la perforación, los gases y
líquidos procedentes de las formaciones se encuentran formando parte del material que se encuentra en suspensión en el lodo.
Los aditivos químicos: Son químicos empleados para alterar las características del lodo, estos aditivos desempeñan un papel muy importante en la condición y mantenimiento de las propiedades del lodo. Entre los químicos más usados en la preparación de lodo se encuentran densificantes como la barita, el carbonato de calcio los cuales permiten dar un mayor peso al lodo en los casos que se requiera el control de zonas de alta presión.
Entre sus principales Funciones se encuentran:
Transportar los Ripios de Perforación, Derrumbes o Cortes desde el Fondo del Hoyo hasta la Superficie: Los ripios de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la rotación de la mecha; para lograrlo, el fluido de perforación se hace circular dentro de la columna de perforación y con la ayuda de la mecha se transportan los recortes hasta la superficie, subiendo por
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el espacio anular. La remoción eficaz y continua de los ripios, depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, de la velocidad de penetración, rotación de la columna de perforación y de la viscosidad, siendo el parámetro más importante, la velocidad anular del fluido de perforación, el cual depende del caudal o régimen de bombeo y para esto, el fluido debe ser bombeado a la presión y volumen adecuado, logrando que el fondo del hoyo se mantenga limpio. En la Figura 1 se ilustra el proceso de remoción de los ripios durante la perforación de un pozo y adicionalmente se muestra de forma macroscópica los ripios desprendidos de la formación debido a la rotación de la mecha en dicho proceso.
Mantener en Suspensión los Ripios y Material Densificante cuando se Detiene la Circulación: El fluido de perforación debe tener la capacidad de suspender los recortes de perforación y el material densificante cuando la fuerza de elevación por flujo ascendente es eliminada y estos caen al fondo del hoyo al detener la circulación. Esta característica del fluido de perforación, se puede lograr gracias a la propiedad tixotrópica que pueden poseer algunos de ellos, la cual le permite al fluido de perforación mantener en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación y luego depositarlos en superficie al reiniciar la misma. Así mismo, bajo condiciones estáticas la fuerza de gelatinización debe evitar que el material densificante se precipite en los fluidos más pesados. La Figura 2 ilustra esta capacidad de suspensión de partículas que puede poseer un fluido de perforación.
Controlar las Presiones de la Formación: El fluido de perforación se prepara con la finalidad de contrarrestar la presión natural de los fluidos en las formaciones. Se debe alcanzar un equilibrio justo, es decir, un equilibrio tal en el que la presión ejercida por el fluido de perforación (presión hidrostática) contra las paredes del pozo sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen los fluidos que se encuentran en las formaciones, el petróleo y el gas; pero que no sea tan fuerte que dañe el pozo. Si el peso del fluido de perforación fuese muy
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grande, podría provocar la fractura de la roca y el fluido de perforación se perdería hacia la formación.
Limpiar, Enfriar y Lubricar la Mecha y la Sarta de Perforación: A medida que la mecha y la sarta de perforación se introducen en el hoyo, se produce fricción y calor. Los fluidos de perforación brindan lubricación y enfriamiento mediante la capacidad calorífica y conductividad térmica que estos poseen, para que el calor sea removido del fondo del hoyo, transportado a la superficie y disipado a la atmósfera, y así permitir que el proceso de perforación continúe sin problemas y se pueda prolongar la vida útil de la mecha. La lubricación puede ser de especial importancia para los pozos de alcance extendido u horizontales, en los que la fricción entre la tubería de perforación, la mecha y la superficie de la
roca
debe
ser
mínima.
Esta característica de los fluidos de perforación puede aumentarse agregando emulsificantes o aditivos especiales al fluido de perforación de perforación que afecten la tensión superficial.
Prevenir Derrumbes de Formación Soportando las Paredes del Hoyo: La estabilidad del pozo depende del equilibrio entre los factores mecánicos (presión y esfuerzo) y los factores químicos. La composición química y las propiedades del fluido de perforación deben combinarse para proporcionar la estabilidad del pozo hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. Independientemente de la composición química del fluido de perforación, el peso de debe estar comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo relacionados con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del pozo se identifica por el derrumbe de la formación, causando la reducción del hoyo, lo cual requiere generalmente el ensanchamiento del pozo hasta la profundidad srcinal. Además, el fluido de perforación debe ofrecer la máxima protección para no dañar las formaciones productoras durante el proceso de perforación.
Suministrar un Revoque Liso, Delgado e Impermeable para Proteger la Productividad de la Formación: Un revoque es un recubrimiento impermeable 10
que se forma en la pared del hoyo, debido al proceso de filtración, la cual puede ocurrir bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas, durante las operaciones de perforación. La filtración bajo condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido de perforación está circulando y bajo condiciones estática ocurre durante las conexiones, los viajes o cuando el fluido no está circulando.
Ayudar a Soportar, por Flotación, el Peso de la Sarta de Perforación y del Revestimiento: La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de flotación, lo cual reduce su peso y hace que se ejerza menos presión en el mecanismo de perforación; puesto que, con el incremento de la profundidad de perforación el peso que soporta el equipo se hace cada vez mayor, con lo cual el peso de una sarta de perforación o de revestimiento puede exceder las 200 toneladas y esto puede causar grandes esfuerzos sobre los equipos
de
superficie.
El peso de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento en el fluido de perforación, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el peso del fluido de perforación, disminuye el peso de la tubería.
Transmitir la Potencia Hidráulica a la Formación por Debajo de la Mecha: En perforación de pozos, cuando se habla de hidráulica se hace referencia a la relación entre los efectos que pueden causar la viscosidad, la tasa de flujo y la presión de circulación sobre el comportamiento eficiente del fluido de perforación. Durante la circulación, el fluido de perforación es expulsado a través de las boquillas de la mecha a gran velocidad. La energía hidráulica hace que la superficie por debajo de la mecha esté libre de recortes para así maximizar la velocidad de penetración; ya que, si estos no son removidos la mecha sigue retriturando los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. Esta energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la mecha. Las propiedades reológicas ejercen influencia considerable sobre la potencia hidráulica aplicada y por lo tanto deben mantenerse en valores adecuados.
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Básicamente los fluidos de perforación se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las características deseadas. El tipo de fluido utilizado en la perforación rotatoria en sí, en el reacondicionamiento y terminación de pozos es elemento decisivo en cada una de estas operaciones. Pues las características del fluido tienen relación con la interpretación de las observaciones hechas de los estratos penetrados, ya sean por muestras de ripio tomadas del cernidor, núcleo de pared o núcleos convencionales o a presión; registros de litología, de presión o de temperatura; pruebas preliminares de producción en hoyo desnudo; tareas de pesca, etc.
*Fluido de perforación a base de agua: El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluido de perforación. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y sustancia coloidal. Durante la perforación puede darse la oportunidad de que el contenido coloidal de ciertos estratos sirva para hacer el fluido pero hay estratos tan carentes de material coloidal que su contribución es nula. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada con fines comerciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido. La bentonita es un material de srcen volcánico, compuesto de sílice y alúmina pulverizada y debidamente acondicionada, se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido bentonítico resultante es muy favorable para la formación del revoque sobre la pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material pesado, como la baritina (preparada del sulfato de bario), para que la presión que ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar durante la perforación. Para mantener las características deseadas
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de este tipo de fluido como son: viscosidad, gelatinización inicial y final, pérdida por filtración, pH y contenido de sólidos, se recurre a la utilización de sustancias químicas como quebracho, soda cáustica, silicatos y arseniatos.
*Fluido de perforación a base de petróleo: Para ciertos casos de perforación, terminación o reacondicionamiento de pozos se emplean fluidos a base de petróleo o de derivados del petróleo. En ocasiones se ha usado crudo liviano, pero la gran mayoría de las veces se emplea diesel u otro tipo de destilado pesado al cual hay que agregarle negrohumo o asfalto para impartirle consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante y controlar otras características. Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que forma parte de la emulsión, que se mantiene con la adición de soda cáustica, cal cáustica u otro ácido orgánico. La composición del fluido puede controlarse para mantener sus características, así sea básicamente petróleo o emulsión, petróleo/ agua o agua/petróleo. Estos tipos de fluidos requieren un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades físicas y el peligro de incendio.
*Otros tipos de fluidos de perforación: Para la base acuosa del fluido, además de agua fresca, puede usarse agua salobre o agua salada (salmuera) o un tratamiento de sulfato de calcio. Muchas veces se requiere un fluido de pH muy alto, o sea muy alcalino, como es el caso del hecho a base de almidón. En general, la composición y la preparación del fluido son determinadas según la experiencia y resultados obtenidos en el área. Para satisfacer las más simples o complicadas situaciones hay una extensa gama de materiales y aditivos que se emplean como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores de la filtración, controladores del pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrestadores de la pérdida de circulación, surfactantes, controladores de lutitas deleznables o emulsificadores y desmulsificadores, etc.
Es el arte físico que se ocupa del estudio de las deformaciones de las materias comprendidas entre las puramente plásticas y las puramente fluidas, también estudia la relación tensión de corte-velocidad de corte del fluido interés.
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La presión: La presión afecta la reología de los lodos base aceite o petróleo notablemente ya que con un aumento de presión hay una disminución significativa de la viscosidad de la misma, a los lodos base agua la presión afecta muy poco la reología del mismo.
La temperatura: La reología de un lodo depende de la temperatura a la cual este sometido y la presión , ya que estos dos factores afectan la viscosidad de las fases líquidas de los lodos de perforación. En fluidos base agua el efecto de la temperatura sobre la reología de los lodos es menos marcado que en el caso de los lodos de emulsión inversa. Generalmente, la viscosidad decrece a medida que aumenta la temperatura. Hay excepciones en casos de altas temperaturas, como ocurre con algunos lodos de calcio, en los cuales a unos 300°F empieza a producirse gelificación y aun cementación.
El tiempo: Este es otro factor predominante en la reología de un fluido puesto que en ciertos casos puede llegar a afectar las lecturas de viscosidad. Además la resistencia gel depende también del tiempo, puesto que luego de un lapso de tiempo durante el cual el lodo no es sometido a movimiento se desarrolla una estructura gel.
Densidad: peso por unidad de volumen. Generalmente se le da el
nombre de peso del lodo y esta expresado en libras por galón, libras por pie cúbico. La densidad del lodo depende del tipo de líquido utilizado y del material que se le adicione. Durante la perforación de un pozo, el control de la densidad del lodo juega papel importante. La prevención y control del influjo de fluidos desde la formación al pozo, permite que el proceso de perforación sea llevado a cabo de una forma segura. El peso o densidad del lodo debe ser suficiente para contener el o los fluidos de la formación, pero su valor no debe ser demasiado alto como para fracturar la
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formación y srcinar pérdidas de circulación. Es medida a través de la Balanza de Lodo que consta de una copa de volumen constante y una regla calibrada para medir directamente la densidad del fluido.
Viscosidad Aparente: Es la viscosidad correspondiente a la mitad de
la lectura obtenida a 600 RPM en un viscosímetro rotatorio de lectura directa. Está en función de la viscosidad plástica y del punto cedente y se relaciona con la máxima concentración de sólidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y bentonita sin alcanzar el estado de floculación.
Viscosidad Plástica: es la resistencia de un fluido a fluir, causada
por la fricción mecánica entre las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase liquida. Se encuentra afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas que se encuentran suspendidas en el lodo.
Punto cedente: Se define como la resistencia a fluir causada por las
fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas.
Fuerza Gel: Propiedad que mide las fuerzas de atracción entre
partículas bajo condiciones estáticas. Se relaciona con la capacidad de suspensión que adquiere el fluido cuando se detiene la circulación; a la vez, ésta capacidad también depende de la viscosidad a baja tasa de corte y de la tixotropía del fluido.
Viscosidad MARSH: Comúnmente también llamada viscosidad de
embudo. La viscosidad marsh se reporta como el número de segundos requeridos para que un cuarto de galón de logo (946ml) pase a través del viscosímetro marsh. Este viscosímetro está constituido por tubo de 3/16 pulgadas, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo.
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pH: es la medida de la concentración de iones hidrógeno. Los valores
de pH varían de 0 a 14,4 siendo neutro y constituyen índices de la acides (menos de 7) o alcalinidad (más de 7) del fluido.
Se define como el número de barriles de lodo de 15 cps de viscosidad aparente que se puede preparar con una tonelada de arcilla. Dependiendo de la concentración de sólidos arcillosos, el rendimiento variará directamente proporcional a la misma. Si esta concentración es baja, el rendimiento será bajo y del 25 al 50% de sólidos puede ser tolerado con un aumento correspondiente de la densidad de 9.8 a12Lpg. Si se representa gráficamente la viscosidad con respecto al porcentaje de sólidos, se obtendrá una curva de rendimiento que es característico de las arcillas. Esta curva indica la cantidad de sólidos que se pueden agregar al lodo manteniendo las condiciones de bombeabilidad. Esto va a depender de la capacidad de esos sólidos para absorber agua y del tamaño de las partículas. La naturaleza de la arcilla seleccionada gobierna el rendimiento y comportamiento del lodo. Si se usan aguas duras, mineralizadas, las arcillas rinden menos y su comportamiento es pobre, la naturaleza del agua es por consiguiente importante y puede indicar la selección de la arcilla adecuada y el tratamiento químico correcto.
Las arcillas son materiales de la tierra que desarrollan plasticidad cuando se mojan; las que absorben agua fácilmente se les llaman hidrofílicas y las que no absorben agua (cálcicas), se les denomina hidrofóbicas. Las arcillas usadas principalmente en la perforación es la Bentonita, la cual es una arcilla de granos finos con un porcentaje mínimo de 85% de Montmorillonita, la cual es una arcilla hidrofílica.
Bentonita:
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Es un tipo de arcilla hidrofílica de grano fino, viscosificante y excelente agente reductor de pérdida de filtrado para lodos base agua dulce. Se hincha cuatro veces su volumen al ser hidratada con agua dulce. El revoque que se produce a partir de la bentonita es resistente, delgado, compresible y muy eficaz para reducir la invasión de filtrado hacia las formaciones. Cuando se flocula un lodo de agua dulce, la bentonita no contribuye mucho al control de pérdida de filtrado. La bentonita se divide en dos tipos, sódica y cálcica. La bentonita sódica es un tipo de arcilla de grano fino que se caracteriza por su capacidad de hidratación y dispersión, puede absorber varias veces su peso en agua dulce y por ende hincharse hasta diez veces su volumen srcinal (caso contrario si se usa agua salada), posee excelentes propiedades coloidales. Mientras que la bentonita cálcica, absorbe poca agua y por ende no se puede hidratar ni dispersarse; no genera la viscosidad requerida para los lodos de perforación.
Atapulguita: Es una arcilla con estructura catenaria, formada por un aluminio-silicato de
magnesio hidratado cuya aplicación principal en lodos ha sido la de viscosificante para lodos que contienen demasiada sal para que la bentonita se pueda hidratar de forma apropiada. Es un excelente viscosificante pero, a diferencia de la bentonita, no contribuye al control del filtrado. Una buena Atapulguita rinde unos 150 bbl/ton.
Sepiolita: Es un pariente de la Atapulguita dentro de la familia de las arcillas, se ha empleado
en algunos pozos, se comporta más o menos igual a la Atapulguita, pero tiene ventajas especiales a temperatura muy altas.
Kaolin: Es una arcilla que no se hidrata. La capacidad de intercambio catiónico es baja. Los
fluidos viscosificados con Kaolin tienen bajas viscosidades debido a la naturaleza no hidratable de la estructura cristalina. La tendencia de este mineral es alterarse a ilita y Clorita con la profundidad, es decir; con la edad.
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Ilita: Pertenece al grupo de minerales conocido como “micas”, las cuales se utilizan como
material de pérdida de circulación. Las micas encontradas en formaciones sedimentarias se clasifican como Ilitas. Las capas pueden tener en adición cationes como Ca2+ ó H+. Esta alteración permite una hidratación reducida entre las capas y, es por esto, que las Ilitas y Micas pueden reaccionar con iones de potasio y ser utilizadas en algunas ocasiones.
Cloritas: La capacidad de intercambio catiónico es muy baja. Las Cloritas se hayan asociadas
normalmente a sedimentos más viejos y los Kaolines y Semectitas son reemplazados por Cloritas e Ilitas.
Floculación: Asociación incoherente de partículas en grupos ligeramente enlazados, asociación no paralela de laminillas de arcilla. En suspensiones concentradas, como los fluidos de perforación, la floculación produce gelificación. En algunos fluidos de perforación, después de la floculación puede producirse una precipitación irreversible de coloides y otras sustancias del fluido.
Agregación: antes de ser hidratada, la arcilla consta de un gran número de capas agrupadas. Al entrar en contacto con el agua, las capas de hidratan hasta que la fuerza que las mantiene juntas, se debilitan. En los fluidos de perforación, la agregación resulta en el apilamiento cara a cara de laminillas de arcilla. La viscosidad y el esfuerzo de gel disminuyen a consecuencia de esto. Estas partículas que se encuentran agrupadas cara a cara pueden ser separadas por agitación mecánica, por hidratación y por dispersión.
Dispersión: es la subdivisión de agregados. Al entrar en contacto con el agua, se debilitan las fuerzas de atracción entre las partículas, tendiendo entonces a separarse individualmente. Las partículas cargadas se atraen. Las caras con carga negativa atraen a los bordes con cargas positivas. La dispersión aumenta la superficie
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específica de la partícula, resultando en un aumento de la viscosidad y del esfuerzo de gel.
Desfloculacion: cuando las cargas eléctricas de las arcillas se neutralizan por efecto de los lignosulfonatos y lignitos, estas tienden a separarse individualmente o en grupo de 2 o 3 unidades. La defloculación mejora o restaura las propiedades coloidales de la suspensión de arcillas y reduce el asentamiento, la gelatinización excesiva y la filtración.
Son materiales que al ser disueltos o suspendidos en el fluido de perforación, incrementan la densidad del mismo permitiendo poder controlar las presiones de formación, derrumbes en aéreas geológicamente inestables. Cualquier sustancia que posea una densidad más alta que el agua (8.33lpg) y que se pueda adicionar a un sistema sin que afecte sus propiedades, puede ser utilizada como densificante.
ADITIVO
VENTAJA
DESVENTAJA
La Barita puede permitir una La gravedad específica de la Barita contaminación de hasta un 15% sin Barita
disminuir
su
gravedad presencia
específica por debajo de 4.2. Además
de
ser
comercial se ve reducida por la
inerte
cuarzo, y
no
abrasivo, es decir no reacciona químicamente con el resto de los aditivos presentes en el lodo. eficazmente
de calcita,
impurezas anhidrita,
como etc.
Cuando la Barita se contamina con un mineral de hierro, su gravedad específica tiende a aumentar. Se caracteriza por ser insoluble.
Carbonato
Promover
la La principal aplicación en los lodos
de Calcio
formación de ponteos, lo contrario la logra el CaCO3 como agente al densificar con barita o hematita.
19
densificante; sin embargo, su uso es
el CaCO3 es fácilmente remisible
limitado por su bajo peso específico
de los poros de las rocas antes de
de 2,7.
iniciar la producción del pozo con tan solo el tratamiento con ácido, de manera que no se ve afectada la permeabilidad, y con ello la productividad, de una formación Incremento penetración, Hematita
rendimiento
en
la
tasa
de
contribuye de
las
No
promueve
eficazmente
al formación de ponteos
mechas
policristalinas, disminución en el tiempo de penetración y ahorros en los costos.
20
la
1. Preparar suspensiones de agua bentonita de seis (6) barriles en los porcentajes de 3%, 5%, 7% y 9% en peso de bentonita.
2. Alcalinizar con 0.02 lb/bbl de NaOH
3. Determinar para cada uno de los porcentajes las siguientes propiedades: a)
Densidad (lbs / gal).
b)
Viscosidad Marsh (seg. Marsh/32 onzas).
c)
Viscosidad aparente (cps)
d)
Punto cedente (lbs / 100 pie²).
e)
Viscosidad plástica (cps).
f)
Fuerza de Gel – 10’ 10’’ (lbs/100pie2)
g)
Rendimiento de Arcilla (bls / ton).
21
1. Preparar el equivalente en el laboratorio de 3 barriles de lodo base al 7% en peso de bentonita (por equipo).
2. Separar un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9 lbs/gal utilizando Barita, Carbonato de Calcio. Determinar las propiedades para cada uno de los lodos densificados.
3. Separar un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9,5 lbs/gal utilizando Barita, Carbonato de Calcio. Determinar las propiedades para cada uno de los lodos densificados.
4. Determinar para cada lodo densificado a) Densidad (lbs / gal). b) Viscosidad Marsh (seg. Marsh/32 onzas). c) Viscosidad aparente (cps) d) Punto cedente (lbs / 100 pie²). e) Viscosidad plástica (cps). f) Fuerza de Gel – 10’ 10’’ (lbs/100pie2) g) % De Agua y Sedimento h) % De Arena
22
Práctica nº 1a: para el desarrollo normal de las operaciones de perforación es absolutamente necesario mantener en buen estado el fluido de perforación. Estado que se logra con el control constante de las propiedades físicas del lodo y el buen rendimiento de la arcilla usada.
Experimento nº1: Preparación de suspensiones de agua- bentonita en un volumen de 6 barriles, con el porcentaje de 7% en peso de Bentonita.
-
Se vertió en un recipiente la cantidad de volumen de agua obtenida en Nuestros cálculos. Se puso a agitar.
-
Sin dejar de agitar se fue agregando poco a poco la bentonita ya pesada al porcentaje correspondiente por grupo (cabe destacar que si se agregaba todo de una vez se podía flocular el lodo). Al agregar los últimos gramos de arcilla se corrió el cronometro por 10 min
-
Al finalizar los 10 min, sin dejar de agitar se le agrega los 0.12 gr de soda caustica para alcalinizar el lodo. Y se dejó agitándose 10 min más.
Nota: el lodo que no se estuvo usando para los experimentos se mantuvo en constante agitación para mantenerlo uniforme Experimento nº2: Determinación la densidad del lodo base agua- bentonita mediante la medición de la balanza Baroid de lodo.
-
Se calibró el instrumento, mediante la medición de la densidad del agua
a
temperatura ambiente. Se llenó la copa de la balanza con agua para luego equilibrarla hasta leer el valor de la densidad, tal que correspondió a 8.33 ppg.
-
Una vez calibrada la balanza se procedió a hacer la medición del lodo. Se llenó la taza del instrumento con el lodo preparado anteriormente base agua-bentonita recientemente agitado.
-
Una vez lleno y limpio el vaso, se colocó el brazo de la balanza sobre la base. Se desplazó el jinete hasta que el nivel de la burbuja de aire indicó que el brazo graduado estaba nivelado.
23
Experimento nº3: determinación de la viscosidad embudo o viscosidad Marsh mediante el embudo Marsh.
-
Se calibró el instrumento de la siguiente manera: se llenó el embudo hasta la parte inferior de la malla con agua duce a temperatura ambiente, se midió el tiempo requerido para descargar 1 qt de galón de agua dulce tal que correspondió a 27 segundos.
-
Una vez calibrada, manteniendo el embudo en posición vertical, se tapó el orificio con el dedo y se vertió la muestra de lodo, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1500ml).
-
Se retiró inmediatamente el dedo del orificio, con la ayuda del cronometro, se tomó el tiempo en que el lodo lleno el vaso receptor hasta el nivel de 1qt indicado en el vaso.
-
El experimento se realizó 3 veces, obteniendo asi un valor promedio de las 3 mediciones
Experimento nº4: Determinación de las propiedades reológicas del lodo base aguabentonita: viscosidad aparente, viscosidad plástica, punto cedente, y fuerza gel; mediante el uso del viscosímetro Fann. 1- Procedimiento para el cálculo de la viscosidad plástica, aparente y punto cedente:
-
Se colocó la muestra recién agitada dentro del vaso térmico y se ajustó la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el manguito de rotor.
-
Se arrancó el motor colocando el conmutador en la posición de alta velocidad, con la palanca de velocidad en la posición más baja. Se esperó hasta que el cuadrante indicará un valor constante y se registró la indicación obtenida a 600 RPM. (se debe tomar en cuenta que se debe cambiar las velocidades cuando el motor está en marcha)
-
Luego se ajustó el conmutador a la velocidad de 300 RPM. Se esperó hasta que se indicará un valor constante y se registró el valor.
24
2- Procedimiento para la determinación de la fuerza gel:
-
Se agitó la muestra a 600 RPM durante aprox. 15 segundos, luego se levantó el mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra.
-
Se apagó el motor y se esperó 10 segundos. Registrando así las unidades de deflexión máxima en lb/100ft2 como esfuerzo de gel inicial con el conmutador en posición de baja velocidad.
-
Se repitió el primer y segundo paso pero dejando un tiempo de 10 minutos
Experimento nº5: determinación del pH de un fluido base agua-bentonita usando el pHmetro
-
Se colocó la muestra de lodo recientemente agitada, en un matraz, cabe destacar que el electrodo del pH-metro estuvo antes dentro de una solución buffer para verificar que este calibrado.
-
Se introdujo el electrodo limpio a la muestra de lodo; sin dejar que tocará las paredes ni el fondo del matraz; se encendió el pH-metro. Se esperó a que la lectura del instrumento se estabilizará.
25
Práctica nº 1b: Evaluación del comportamiento de las propiedades del lodo en presencia de densificantes
Experimento nº6: preparación del equivalente en el laboratorio de 3 barriles de lodo base al 7% en peso de bentonita.
-
Se siguieron los mismos pasos del experimento nº1 de la práctica 1.a; para preparar las suspensiones de lodo agua-bentonita.
Experimento nº7: -
Separación de un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9 lb/gal utilizando barita. Determinar sus propiedades
-
Separación de un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9 lb/gal utilizando carbonato de calcio. Determinar sus propiedades
-
Separación de un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9.5 lb/gal utilizando barita. Determinar sus propiedades
-
Separación de un barril de lodo base e incrementar su densidad a 9.5 lb/gal utilizando carbonato de calcio.
-
Se preparó el lodo base agua-bentonita de la misma manera que en el experimento nº1, práctica 1.a.
-
Después de que pasó los 10 min de haber agregado la soda caustica, se vertió sin dejar de agitar; poco a poco la barita o el carbonato de calcio dependiendo del caso a estudiar.
Experimento nº 8: determinación del contenido de arena en el lodo base agua-bentonita densificado con barita o calcita usando un arenómetro
-
Primero para simular un lodo con arena se mezcló 150ml del lodo recientemente
-
agitado con 2 gr de arena fina y se removió hasta quedar una mezcla homogénea Luego se llenó de lodo el tubo medidor de vidrio hasta la marca señalad. Y se agregó agua hasta la siguiente marca. Se tapó la boca del tubo y se agito.
26
-
Inmediatamente se vertió la mezcla sobre la malla, y se continuo agregando agua y vertiendo a la malla hasta que no quedo residuo de arena en el tubo pero si toda en la malla.
-
Se colocó el embudo en la parte superior de la malla, introduciendo la extremidad del embudo dentro del orificio del tubo de vidrio. Usando un chorro fino de agua fresca y limpia, se enjuago la malla para arrastrar la arena dentro del tubo. Al asentarse la arena usamos las graduaciones del tubo y leímos el porcentaje de volumen de arena
Nota: el experimento para determinar el contenido de líquidos y sólidos en el lodo base agua-bentonita densificado con barita o calcita no se realizó por falta de material que le hacía falta a la retorta.
27
Práctica nº 1a: Conversión Campo
Laboratorio
1bl
350cc
1bl
42gal
1lb
1gr
EQUIPO
SUSPENSIÓN (% en peso de Arcilla)
1
3
2
5
3 4
7 9
Tabla 2. Distribución del porcentaje de arcilla por grupo de laboratorio
Tabla 1. Conversión para el laboratorio
Densidad teórica
Peso de
Volumen
Peso
Del lodo
La bentonita
Del agua
De la soda
(lb/gal)
(gr)
(cc)
acústica
3
8.47
64.06
2071.29
0.12
5 7
8.57
108.01
2052.18
0.12
8.67
152.99
2032.65
0.12
9
8.78
198.90
2011.13
0.12
% Arcilla
(gr)
Tabla 3. Resultados arrojados por medio de las formulas, de acuerdo a cada porcentaje de arcilla que corresponde a cada grupo de laboratorio.
28
Práctica nº 1a:
Lodo
Densidad
Densidad
Deseada o teórica (lbg)
Obtenida o experimental (lbg)
1
8.47
8.48
2
8.57
8.57
3
8.67
8.68
4
8.78
8.80
Tabla 4. Resultados obtenidos por la balanza de lodo, correspondiente a cada grupo de laboratorio.
Lodo
Densidad Del
Tiempo
PROMEDIO
lodo(lpg)
(seg Marsh)
Seg/qt gal
T1:27.8
1
8.48
T2:28.5
28.0
T3:28.5 T1:33.0
2
8.57
T2:33.0
33.0
T3:33.5 T1:41.8
3
8.68
T2:42.1
42.0
T3:42.0 T1:127.0
4
8.80
T2:127.5
127.0
T3:127.0
2min
Tabla 5. Resultados obtenidos por el embudo Marsh ajustado al segundo entero más próximo del promedio dado, correspondiente a cada lodo por grupo de laboratorio
29
Densidad Lodo
Del lodo
ⱺ600
Viscosidad
Viscosidad
Punto
Plástica
Aparente(cps)
cedente
(cps)
(ⱺ600/2)
(lb/100ft2)
ⱺ300
(lpg)
(ⱺ600-300)
(ⱺ300-VP)
1
8.48
7
3
4
3.5
1
2
8.57
17
10
7
8.5
3
3
8.68
35
20
15
17.5
5
4
8.80
106
73
33
53
40
Tabla 6. Resultados obtenidos de VP, VA y YP por medio del viscosímetro Fann, valores correspondiente a cada lodo por grupo.
Lodo
Densidad Del lodo (lpg)
Gel 10`` (lb/100ft2)
Gel 10` (lb/100ft2)
1
8.48
2
3
2
8.57
6
8
3
8.68
5
21
4
8.80
17
52
Tabla 7. Resultados obtenidos del esfuerzo de gel de cada lodo por grupo de laboratorio 30
Lodo
Densidad Del lodo (lpg)
pH
1
8.48
8.97
2
8.57
8.41
3
8.68
8.45
4
8.80
8.20
Tabla 8. Resultados obtenidos del pH por medio del pH-metro, de cada lodo por grupo de laboratorio
Propiedades de los lodos
% de suspensiones de agua-bentonita
Densidad (lpg)
3
5
7
9
8.48
8.57
8.68
8.80
pH
8.97
8.41
8.45
8.20
Viscosidad plástica (cps)
4
7
15
33
Viscosidad aparente (cps)
3.5
8.5
17.5
53
Punto cedente (cps)
1
3
5
40
Viscosidad Marsh (seg)
28
33
42
2 min
Esfuerzo de gel 10``
2
6
5
17
Esfuerzo de gel 10`
3
8
21
52
Tabla 9. Resumen de las propiedades físicas, químicas, reológicas y tixotrópicas obtenidos en el laboratorio.
31
% de arcilla
Densidad
Peso de
Volumen del
Peso de la
Teórica ( lpg)
Arcilla (gr)
Agua( cc)
soda caustica(gr)
7
8.67
76.42
1016.30
0.06
Tabla 10. Resultados arrojados por medio de los cálculos matemáticos
Peso del Volumen de
Densidad del
Densidad
Peso de la
carbonato de
lodo(bl)
lodo(lpg)
requerida(lpg)
barita(gr)
calcio(gr)
1bl
8.67
9
18.48
22.40
1bl
8.67
9.5
47.67
58.72
Tabla 11. Gramos de barita y carbonato de calcio necesarios para incrementar la densidad del lodo base a la densidad requerida.
Equipo
Densidad
Densidad
Peso de la
Peso del
Del lodo (lpg)
requerida (lpg)
Barita(gr)
carbonato de calcio(gr)
1
8.67
2
8.67
9
3
8.67
9.5
4
8.67
9.5
9
18.48 22.40 47.67
Tabla 12. Distribución de los experimentos por grupo de laboratorio
32
58.72
Práctica nº 1b:
Propiedades de los lodos
Densificantes Equipo 1
Equipo 2
Calcita
Barita
Equipo 3
Equipo 4
Calcita
Barita
Densidad (lpg)
9
9
9.5
9.5
pH
8.35
8.76
8.14
8.18
Viscosidad plástica (cps)
15
13
17
20
Viscosidad aparente (cps)
17
18.5
23
22.5
Punto cedente (cps)
4
11
12
5
Esfuerzo de gel 10``
6
4
35
7
Esfuerzo de gel 10`
17
55
45
25
Tabla 13. Resumen de las propiedades químicas, físicas, reológicas, tixotrópicas.
Propiedad
Densificantes Calcita 9 2.5
Barita 9 1
Calcita
barita
9.5 9.5 Densidad requerida (lpg) 6 3 % de arena Tabla 14. Resultados obtenidos del experimento nº8, volumen de arena
33
En la práctica 1-A se hizo la elaboración y estudio de un lodo agua-bentonita, tomando en cuenta para su estudio el análisis a las siguientes propiedades:
Densidad: Al elaborar el lodo con las diferentes concentraciones de arcilla en el laboratorio, se pudo observar con respecto a la densidad, que los resultados obtenidos en las muestras de lodo fueron muy cercanos a los calculados previamente; lo que demuestra que hubo precisión midiendo las cantidades a usarse y se respetaron los tiempos de agitación. También se pudo comprobar que a medida que aumenta la concentración de sólidos (en este caso arcilla) en los lodos, su densidad irá aumentando, ya que, ésta de una propiedad directamente proporcional a la masa.
Punto cedente: Este valor es tomado del viscosímetro de rotacional, tomando la lectura de 300 RPM menos la viscosidad plástica con la unidad de lbs/100pie ², como el punto cedente representa la resistencia del fluido a fluir producto de las fuerzas de atracción entre las partículas por las cargas eléctricas, si se observan los valores obtenidos de 1 para 3%, 3 para 5%, 5 para 7% y 40 para 9%, la diferencia entre los primeros valores es más cercana que con el ultimo valor, un bajo valor de punto cedente representa mayor facilidad a fluir y puede ser producto de la poca cantidad de partículas, mientras que si se observan los valores a 5% y 7% por tener más partículas presentes, la atracción entre ellas aumenta, incrementando de forma proporcional el punto cedente, en cambio en el caso de 9% este punto cedente se puede deber a que haya ocurrido floculación en el lodo ya que esto es correspondiente a un alto punto cedente y además por tener mayor cantidad de partículas. Para que en el campo esto no cause problemas se debe utilizar sustancias químicas que anulen el efecto de las cargas eléctricas sobre las arcillas.
Viscosidad Marsh: Con la utilización de un embudo Marsh previamente calibrado con agua, se obtuvieron los valores de 28onzas/seg, 33 onzas/seg, 42 onzas/seg y 2
34
onzas/min para cada muestra (tabla.9), dichos valores son un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo presente. Se puede notar que los segundos resultantes varían en forma ascendente a medida que aumenta el porcentaje en peso de bentonita, es decir, cuando se aumenta la concentración de sólidos en un lodo, el mismo tendrá una mayor resistencia a fluir y por ende tardará más tiempo en atravesar el embudo Marsh. Esta propiedad debe ser cuidadosamente controlada debido a que de ella depende la suspensión de los sólidos generados en la perforación.
Esfuerzo gel: para todos los casos fue mayor a los 10 minutos que a los 10 segundos, lo que resulta lógico, debido a que entre las propiedades de la bentonita, aditivo usado en la práctica, es de ser un material que aporta fuerzas viscosas al lodo de perforación, y a su vez da la propiedad de adquirir una fuerza gel cuando se están en condiciones estáticas, en otras palabras el lodo desarrolla características tixotrópicas al mantenerse en reposo (geles progresivos). A mayor cantidad de arcilla en la composición del lodo, más fuerte es la estructura que forma en condiciones estáticas, en otras palabras a mayor porcentaje de bentonita en su composición aumentan las propiedades tixotrópicas del lodo y por ende el esfuerzo gel.
Viscosidad aparente: esta propiedad al igual que la viscosidad plástica depende de la concentración de sólidos, por ende a medida que se le aumento la concentración de arcilla a las pruebas de lodo, esta también aumento. De los resultados obtenidos en el laboratorio se observa que la muestra de lodo con una concentración de 7% de arcilla, cuenta con un valor aceptable de 17,5cps de viscosidad aparente.
Viscosidad plástica: depende del contenido de sólidos presentes en el lodo, de tal forma que teóricamente mientras mayor sea este contenido, mayor será la viscosidad plástica. Empíricamente, obtuvimos este valor en el laboratorio restando las lecturas de 600rpm y 300rpm de cada lodo. Los valores obtenidos fueron los
35
esperados, ya que a medida que el lodo tenía un mayor porcentaje de arcilla en su composición la viscosidad plástica fue aumentando sucesivamente siendo los valores de 4, 7, 15 y 33cps respectivamente. Cabe destacar que este aumento de viscosidad plástica se ocasiona debido a que se incrementa la fricción entre los sólidos arcillosos presentes y la fase fluida del lodo, lo que genera la resistencia a fluir del lodo.
PH: el ph también fue unas de las propiedades determinadas en esta práctica. Los valores de PH obtenidos para un porcentaje de arcilla de 3% fue de 8,97, para 5% fue de 8,41; en 7% fue de 8,45 y finalmente para 9% fue de 8,20 los resultados están acordes con lo esperado, ya que el pH se encuentra en un rango básico, lo cual evitara la corrosión de la sarta de perforación.
36
De acuerdo a las distintas propiedades observadas durante la práctica del lodo de perforación se obtuvieron resultados que inducen al análisis existencial de los mismos.
Densidad: en definitiva, a mayor cantidad de sólidos en el lodo mayor será su densidad, tal como se observa en la tabla 12. Sin embargo, altas densidades provocarán altas presiones hidrostáticas, las cuales tienen gran influencia en las tasas de penetración que se verán reducidas a medida que la densidad es mayor.
Viscosidad plástica: Naturalmente, la viscosidad plástica será mayor en los lodos densificados con Calcita que con Barita, por su desigualdad en la gravedad específica. Por otra parte, la viscosidad plástica también se ve afectada por la viscosidad de la fase fluida. Entonces siendo la Bentonita un potencial viscosificante por ser una arcilla reactiva, contribuye aún más en el incremento de la viscosidad plástica del lodo. Según la tabla 13 no se observa una tendencia proporcional exacta del aumento de la viscosidad plástica con respecto a la cantidad de densificante añadido. Simplemente se reduce a errores de cálculo y manipulación de equipos. Se puede observar, como se venía analizando anteriormente, un incremento en la viscosidad plástica cuando se emplea carbonato de calcio, esto debido a la mayor cantidad de sólidos en comparación con la que se obtuvo con la Barita, todo esto se sujeta a la diferencia de gravedad específica, por lo que se requiere más cantidad de este para poder densificar hasta un mismo valor.
Punto cedente: El incremento en el punto cedente es aportado con mayor fuerza por la Bentonita, ya que los sólidos arcillosos poseen mayores cargas eléctricas. El tamaño de las partículas sólidas también tiene importancia. El reducido tamaño de las partículas hace que sea muy sensible a sus cargas eléctricas superficiales. El tamaño de la partícula de Barita oscila entre 2 y 8 micrones, mientras que la de Calcita 1 micrón, por lo que ellas también inciden en el valor del punto cedente.
37
En la Tabla 13 se puede observar que a mayor densidad, mayor es el punto cedente (por el incremento de sólidos). Evidentemente, la Calcita presentará mayor punto cedente que la Barita por razones que anteriormente se han discutido, aunque se visualiza algunos valores incongruentes en el lodo Barita de densidad 9,5LPG que se reduce a errores cometidos durante la práctica. El fluido densificado requiere un punto cedente moderadamente alto para mantener en suspensión las partículas del agente densificante.
Viscosidad aparente: La viscosidad aparente es función de la viscosidad plástica y del punto cedente, entonces a mayores valores de estos parámetros se obtendrá un alto valor de viscosidad aparente. También depende de la concentración de sólidos como las otras propiedades reológicas. A mayor cantidad de densificante, mayor cantidad de sólidos y, por ende, mayor viscosidad aparente. Se observa entonces que, para una densidad de lodo de 9LPG la viscosidad aparente para un lodo con Barita es de 17 cps, mientras que con Calcita 18.5 cps (se recuerda que la calcita es añadida en mayor proporción por la diferencia de gravedad específica). La viscosidad aparente incrementa aún más con la presencia de Bentonita, lo que permite transportar efectivamente los ripios a la superficie.
Esfuerzo gel: La consistencia de gel se desarrolla debido a las mismas fuerzas de atracción que las que determinan el punto cedente, con la condición que de esta vez es al fluido estático. Depende de igual forma de la concentración y tamaño de los sólidos suspendidos en el fluido de perforación. Por ello, tiende a desarrollar mayor resistencia gel la Calcita que la Barita, por tener mayor concentración en el lodo tanto para 10 segundos como para 10 minutos. De acuerdo con los resultados obtenidos con las diferentes densidades del lodo se puede concluir que, por la marcada diferencia de los valores obtenidos entre los geles iniciales y finales se trata de un lodo que desarrolla un gel progresivo, lo cual es un indicativo de la acumulación de sólidos presentes. Se observa además, que los valores de geles son relativamente elevados, lo que permite mantener en forma eficiente los ripios suspendidos durante las conexiones y viajes de tuberías, pero no tanto para llegar a
38
fracturar la formación. De igual forma se visualiza algunos valores incongruentes en el lodo Barita de densidad 9,5LPG que se reduce a errores cometidos durante la práctica.
Ph: los valores de PH obtenidos son aceptables respetando margen de error, ya que se debe tener un PH mayor a 7 debido a que una disminución de esto lograría un lodo ácido lo cual produce corrosión.
% de arena: El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantener en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación, este valor no debe ser mayor a 3%. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo. Según la tabla 14 se puede observar diferentes porcentajes de arena sin seguir una tendencia lineal la cual analizar. Se visualiza que el lodo calcita de densidad 9,5LPG el porcentaje de arena superó el límite permitido según API obteniendo 6%, no es recomendable perforar con un lodo que estime un porcentaje de arena igual.
% de agua y % de sólidos: el experimento para determinar el contenido de
líquidos y sólidos en el lodo base agua-bentonita densificada con barita o calcita no se realizó por faltade material quele hacía falta a la etorta. r
39
Los lodos nativos son lodos de inicio
que resultan económicos y de fácil
preparación tanto en el laboratorio como en campo.
Las propiedades del lodo nativo dependen en su mayoría de la concentración de
arcilla que tenga éste.
El lodo nativo no es contaminante ya que no se aditivos químicos para su
preparación.
Lodos nativos no usan densificantes, nivel de tolerancia es de 7% de arcilla de ahí
en adelante puede ocurrir floculación y se hace necesario el uso de aditivos.
La densidad del lodo nativo siempre será mayor a 8lbs/gal.
El PH de una solución es afectada por la concentración de sólidos además de la
concentración de iones hidrógenos.
En los lodos nativos existe presencia de geles progresivos.
Los lodos que poseen una alta viscosidad tendrán mayor capacidad de acarreo y
suspensión de sólidos.
A profundidades mayores de 1500pies y que requieran mayores densidades
normalmente se desecha el lodo nativo en su totalidad o en parte ya que se requiere de aditivos comerciales y barita. Cuando el lodo permanece en reposo (sin ser agitado), los valores de resistencia gel
aumentan.
40
Se requiere mayor cantidad de carbonato de calcio para poder lograr la misma
densidad con el mismo volumen que se logra con la barita.
Existe mayor viscosidad plástica en lodos densificados con carbonato de calcio que
con lodos densificados con barita.
Un incremento de la viscosidad aparente está ligado a un aumento de sólidos y, por
ende, a un aumento de densidad en el lodo.
El porcentaje de sólidos es mayor en lodos densificados con carbonato de calcio que
con barita.
Un alto porcentaje de arena puede causar daños en los equipos de perforación.
41
Se recomienda usar los lodos nativos en zonas superficiales o en el comienzo de la
perforación, ya en pozos direccionales y/o con mayor profundidad no es adecuado debido a los posibles problemas a presentarse. Debe medirse muy bien la cantidad de componente a agregar ya que podría tomarse
una mala muestra y no obtener los resultados esperados para cada propiedad. Corroborar la correcta calibración de los equipos a utilizar Tener cuidado con la manipulación de la soda caustica, ya que la misma es tóxica. De igual forma la soda caustica no puede dejarse mucho a exposición ya que este
cristaliza muy rápido al contacto con el aire y por ende podría perder el efecto de neutralizar el lodo. Respetar los tiempos de agitación para evitar un rápido asentamiento de lo sólidos al
momento de realizar las pruebas. Se debe tener claro que la bentonita es utilizada como viscosificante. Evitar la intrusión de agentes contaminantes, puesto que alteran las propiedades
reológicas del fluido.
42
Si se quiere un menor daño de los equipos de perforación, el uso de barita puede
terminar siendo un gran ahorro, debido a que esta no es abrasiva.
Los equipos de control de sólidos deben estar en óptima operación para evitar un
excesivo porcentaje de arena que podría causar daños en los equipos de perforación. Debe tenerse en cuenta la presión de fractura de una formación, una densidad muy
alta podría causar graves problemas en la perforación como una pérdida de circulación. Se recomienda valores de viscosidad plástica y viscosidad aparente parecidos y el
valor del punto cedente igual o mayor a la densidad del lodo, esto último para mejorar la capacidad de suspensión de sólidos.
43
Como todos sabemos el objetivo de la perforación se basa en: perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá hidrocarburos eficaz y económicamente rentable. Los fluidos o lodos de perforación cumplen funciones primordiales en dicho proceso ya que contribuyen al logro del objetivo antes mencionado. El lodo nativo es sin duda el más recomendado en formaciones someras ya que es más económico y menos contaminante que otros lodos de perforación; además, es un lodo que mediante la utilización de densificantes podría ser usado a profundidades relativamente profundas. También de acuerdo a su sencillez y composición es fácil de manejar durante los primeros 1500 pies sin requerimiento químico alguno para su buen funcionamiento. La finalidad principal de la suspensión agua-bentonita en el acarreo de ripios y soportes de las paredes del hoyo, sin contaminar los mantos de agua dulce subterráneos; la densificación de la suspensión logra aumentar la presión hidrostática que ofrece la columna de fluidos para evitar influjo de los fluidos de la formación hacia el pozo.
44
Los lodos densificado se aplican en la industria petrolera para mantener el control sobre las presiones subterráneas y los fluidos que se encuentran entrampado en la formación que, por efecto de una presión diferencial negativa, desean invadir el pozo, produciendo lo que se denomina arremetida.
Es por ello que, haciendo uso de los agentes densificantes como Barita, Carbonado de calcio, Hematita, Dolomita, entre otros, se logra incrementar el peso de los lodos de perforación logrando aumentar la presión hidrostática ejercida por dicha columna de lodo evitando derrumbes de paredes inestables y, obviamente la intrusión de otros fluidos como gas, agua o, incluso, el mismo petróleo, La Baritina es el agente densificante de mayor importancia, está compuesto principalmente de sulfato de bario (BaSO4), su gravedad especifica GE varía entre 4.2 a 4.5. Brinda control a las presiones de la formación, disminuye el peso de la tubería de perforación durante los viajes y, además, ayuda a combatir algunos tipos de pérdidas de circulación. El carbonato de calcio triturado y dimensionado a un tamaño de partícula determinado se utiliza para aumentar la densidad del lodo a 12 lbm/gal [1,44 kg/m3], aproximadamente, y es preferible a la barita porque es soluble en ácido y puede ser disuelto con ácido clorhídrico para limpiar las zonas de producción. Su uso principal hoy en día es como material de obturación en los fluidos de perforación de yacimiento, terminación y reacondicionamiento.
45
Libros 1. SALAS, Roberto. “FLUIDOS DE PERFORACIÓN”, Fondo Editorial UDO. 2000. 2. IMCO SERVICES. “Tecnología Aplicada de Lodos”. A Halliburton Company.
Páginas de internet 1. http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish13/spr13/defining_flui ds.pdf 2. https://es.slideshare.net/rikardocazthaneda/manual-de-fluidos-de-perforacion 3. http://perfob.blogspot.com/2015/05/solidos-en-los-lodos-de-perforacion.html
46
3. Peso final del lodo 1 bbl -------------------- 42 gal.
Datos:
6 bbl -------------------- X= 252 gal= Vf
.
. /
∗ Para 3%
X= 3%, 5%, 7% y 9%
252 ∗ 8.47lpg 2134.44 Lb
V= 6 bbl
Para 5%= 2159.64Lb Para 7%= 2184.84 Lb
1. Cálculo de la densidad de la bentonita
∗ w
Para 9%= 2142.4 Lb
4. Peso de la bentonita
2.5∗8.33 Lb/gal20.825Lb/gal
∗ 100 Para 3%
2. Cálculo de la densidad del fluido
3 ∗ 2134.44 Lb 64.06Lb 100
100∗ w 100[X(1 w )]
Para 5%= 108.01Lb
Para 7%= 152.99Lb
Para 3%
100∗8.33Lb/gal 8.33Lb/gal )] 100[3(1 20.825Lb/gal 8.47lpg
Para 9%= 198.90Lb
5. Peso del agua
Para 5%= 8.57lpg Para 3% Para 7%= 8.67 lpg
2134.44 Lb 64.06Lb 2070.38 Lb
Para 9%= 8.7lpg
47
Para 5%= 2051.63Lb
Para 5%= 10-7=3cp Para 7%=20-15= 5cp Para 9%= 73-33= 40cp
Para 7%= 2031.85Lb Para 9%= 1943.5Lb
6. Volumen del agua
w
Para 3%
. ./ 248.5450 → 2071.29 Para 5%= 2052.18 Para 7%= 2032.65 Para 9%= 2011.13 Cálculos de propiedades
Viscosidad Para 3% plástica= L600 – L300 VP = 7-3 = 4 cp Para 5%= 17-10 = 7 cp Para 7%= 35-20= 15 cp Para 9%= 106-73= 33 cp
Viscosidad aparente= L600 /2
Para 3 % VA= 7/2 = 3.5 cp Para 5%= 17/2= 8.5 Para 7%= 35/2= 17.5cp Para 9%= 106/2 = 53 cp
Punto cedente= L300-VP
Para 3 % PC= 3-4= -1cp
48
Vw=, Para obtener
I.
9,5 lpg con x= 7%
Se sabe que
Balance de masas
V Vw V entonces:
Si
∑ 1)
1 bbl -------------------- 42 gal.
= 4 bbl -------------------- X= 168 gal= VL
w .Vw .V .V Donde: : Densidad del fluido,lpg
168 gal 33,21V V 168 34,21V
w :Densidad del agua,lpg
:Densidad del lodo,lpg
168 4,91 gal 40,92 cc V 34,21
V: Volumen de arcilla, gal V:Volumen del lodo,gal Vw:Volumen del agua,gal
350 cc -------- 42 gal
Volviendo a la formula (1) Para x: 7%
20,83V 8,3333,21V4∗42 276,64V 20,83V 4∗42 297,474,91 8,7 lpg 42∗4
8,33 lpgVw 20,83 lpgV 4Bbl .42 gal ∗100 .+. . ∗ 100 20,83V100 7 20,83V Para conocer el volumen de agua: 8,33Vw Vw V V 168 gal 4,91 145,81V 58,31 Vw V 163,09 gal 1359,1 cc 20,83∗100 0,070 +0,028( w )= 42 gal -------- 350 cc V V V 163 gal -------- x=1359,1 cc Vw=−, =, =, , ,
49
w ∗ VW 8,33 lpg ∗ 163,09 gal 1358,54 lb ∗ V 20,83 ∗ 4,91 102,25
V V V 42V
II.
Para la Barita:
8,742 35,40V 9,5 42V 35,40V 9,5V 399365,4
Densificante:
V25,9V gal 1,333,6
∑ 1) .V .V = .V
Entonces
Dónde:
: Densidad del fluido inicial,lpg
V 42gal 1,3gal 44,3 gal 369,17 cc
:Densidad del densificante,lpg
El peso de la Barita sería:
:Densidad del lodo,lpg
V: Volumen de fluido inicial, gal V:Volumen del lodo,gal V:Volumen del densificante,gal ∗ w
35,40 ∗ 1,3 46,19
Para el Carbonato de calcio:
8,742 21,66V 9,5 42V 21,66V 9,5V 399365,4 12,16V 33,6 V 2,76 gal
Densidad del densificante
∗ V
lpg
Donde:
:Gravedad especifica del densificante
4,25 ∗ 8,33 lpg 35,40 lpg
Entonces
C 2,6 ∗ 8,33 lpg 21,66 lpg
V 42gal 2,76gal 373 cc 44,76 gal
Volviendo a la ecuación 1)
50
Punto cedente= L300-VP
El peso de la Carbonato de calcio sería:
C ∗ VC
21,66 ∗ 2,76 57,85
Lodo densificado con Barita (Para lpg) F
9,5
Cálculos de propiedades
Viscosidad plástica= L600
– L300
VP = 20 cps Lodo densificado con Barita (Para lpg): F
9
Viscosidad plástica= L600
Viscosidad aparente= L600 /2
– L300
VA= 22.5 cps
VP = 13 cps
Punto cedente= L300-VP
Viscosidad aparente= L600 /2
VA= 18.5 cps
PC= 5 cps
PC= 11 cps
Lodo densificado con Carbonato de Calcio (Para F lpg)
9,5
Lodo densificado con carbonato de calcio (Para F lpg):
9
Viscosidad plástica= L600
Viscosidad plástica= L600
– L300
– L300
VP = 17 cps
VP = 15 cps
Viscosidad aparente= L600 /2
Viscosidad aparente= L600 /2
VA= 23 cps
VA= 17 cps
Punto cedente= L300-VP
Punto cedente= L300-VP
PC= 12 cps
PC= 4 cps
51
10 8 A 6 L L I C R 4 A E D 2 % 0
0
10
20
30
40
50
60
VISCOSIDAD APARENTE (CPS)
GRÁFICA 1. Representación gráfica de la viscosidad aparente vs el porcentaje en peso de bentonita por cada grupo de laboratorio
8.85 N Ó I S N E P S U S A L E D D A D I S N E D
8.8 8.75 8.7 8.65 8.6 8.55 8.5 8.45 0
5
10
15
20
25
30
VISCOSIDAD PLÁSTICA (CPS) GRÁFICA 2. Representación gráfica de la viscosidad plástica vs la densidad de la suspensión
52
35
250
r) 200 (g A L IL C150 R A A L E100 D O S E P 50
0 0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
PUNTO CEDENTE (Lb/100FT2)
GRÁFICA 3. Representación gráfica de los resultados del punto cedente vs peso de la arcilla
8.85 8.8 8.75 8.7 l) a g / b (L D A ID S N E D
8.65 8.6 8.55 8.5 8.45 0
1
2
3
4
5
6
7
8
91
0
% DE LA ARCILLA
GRÁFICA 4. Representación gráfica de los resultados de la densidad vs el porcentaje de arcilla
53
60 50
) r ( t
40
i f i
Barita
30
Calcita 20 i t
10 0 0
5
10
15
20
25
Viscosidad plástica (cps)
GRÁFICA 5. Viscosidad plástica vs. Cantidad de densificante
60 ) r (
50
t
40 i if
Barita
30
Calcita 20 i t
10 0 0
2
4
6
8
10
Punto cedente (lb/100ft2)
GRÁFICA 6. Punto cedente vs. Cantidad de densificante
54
12
60
) r ( t
50 40
i f i
Barita
30
Calcita 20 i t
10 0 8.9
9
9.1
9.2
9.3
9.4
Densidad (lpg)
GRÁFICA 7. Densidad vs. Cantidad de densificante
55
9.5
9.6
Fig.1 Viscosímetro rotacional
Fig.2 Preparación de suspensiones de agua-
bentonita
Fig.3 Suspensiones de agua- bentonita
Fig.4 Agitador eléctrico
56
Fig.5 Lodo base al 7% en peso de bentonita.
Fig.7 ph metro
Fig.6 arenómetro
Fig.8 Embudo Marsh
57
