guia de fluidos de perforaciÓn

GUÍA DEGUÍA DEGUÍA DEGUÍA DE

FLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓN

Y LABORATORIOY LABORATORIOY LABORATORIOY LABORATORIO

ACKNOWLEDGMENTS I would like to thank all my students and friends for their help and support to finish this

work.

Special thanks are given to my dear students; Yesica, Alison Triny, Yherika “Arenita”, Miguel “Perseve”, Jorge “Kolla del Oriente Paceño”, Roger “Kolla del Altiplano”, Marvin “Kolla del Valle or Loco”, Gabriel “Gabo”, Javier(Kolla del Salar) , Franco (Fantasmín), Dereck, Nelson, Daniel, Luis Rodolfo, Cristhian, Jose Luis, Diego and Sergio (Checho) for

their help and willing to learn.

I would also like to thank the director Ing. Marco Montecinos M. and my friends Alfredo and David “Gato” for their ultimate support.

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PROPÓSITO El propósito de la siguiente guía es el de brindar al estudiante de fluidos de perforación, un resumen teórico conciso y necesario para el mejor entendimiento de los objetivos y procedimientos de laboratorio. La presente guía esta dividida en dos partes; la primera dedicada a la información básica sobre los fluidos de perforación y la segunda parte dedicada a los experimentos realizados en laboratorio. Toda la información contenida en esta guía es un compendio organizado de las partes mas significativas y útiles de muchos libros especializados en el tema revisados por el autor de esta guía. Esta guía fue elaborada para y por los alumnos de la carrera de ingeniería petrolera UMSA.

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TABLA DE CONTENIDOS

GUÍA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y LABORATORIO

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PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:

TEORÍA GENERAL SOBRE TEORÍA GENERAL SOBRE TEORÍA GENERAL SOBRE TEORÍA GENERAL SOBRE



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DEFINICIÓN

Un fluido de perforación o de control puede ser definido de la siguiente manera: “Un fluido de perforación es un fluido compuesto por una mezcla de aditivos químicos que le proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas, así como características determinadas para su eficaz funcionamiento” PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Las propiedades físico-químicas son las características que debe tener un fluido de perforación para resistir la influencia negativa de los contaminantes que son aportados por la formación perforada, y debe además mantener las características propias para satisfacer las condiciones operativas; entre estas propiedades se tienen: la densidad, viscosidad, alcalinidad, salinidad, potencial de hidrogeno (pH), propiedades reológicas y tixotrópicas, filtrado y temperatura. FUNCIONES Una operación de perforación tiene como objetivo principal el de perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá eficazmente petróleo y/o gas. Para este fin, los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo, la ejecución de tales funciones son responsabilidad del ingeniero de lodos y las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas de perforar el agujero (incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación) es asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodos es asegurarse que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico a ser perforado, además el ingeniero de lodos también debería recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. Dentro de las funciones más importantes que desempeña el fluido de perforación se pueden nombrar las siguientes:

1. Control de las presiones del subsuelo 2. Levantar los recortes de formación a superficie 3. Suspender los recortes de formación cuando se detiene la circulación 4. Enfriar y lubricar el trepano 5. Formar una capa impermeable en la pared del pozo 6. Evitar la corrosión de la herramienta 7. Alivianar el peso de la sarta/casing 8. Asegurar la máxima información de la formación a través de registros de pozo 9. Facilitar la cementación y Completación del pozo 10. Minimizar el impacto al medio ambiente


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1. Control de las presiones subsuelo El control primario de pozo lo ejerce la columna de lodo presente en el pozo, este ejerce una presión denominada “presión hidrostática”, esta es función de la densidad del lodo y la profundidad. Tal presión debe ser adecuada continuamente para prevenir el flujo de fluidos de formación al interior del pozo. Si lo anterior pasase, se debería a una caída en la presión hidrostática que permitiría la invasión de fluidos de formación, esto llevaría a un amago de reventón (kick), que de no ser controlado podría ocasionar un reventón (Blowout). La presión hidrostática mencionada es debida al peso del fluido de perforación y la profundidad vertical verdadera (TVD) de la columna de fluido, y viene dada por la siguiente formula:

PH = C*ρL*TVD Donde:

C: Constante de Conversión ρL : Densidad del Lodo TVD: Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth)

Si:

PH: psi PH: bares ρL : lb/gal o PPG ρL : g/cm

3 TVD: pies TVD: metros

Entonces: C: 0.0519 C: 0.0981 2. Levantar los recortes de formación a superficie El lodo de perforación debe levantar los recortes a superficie y suspenderlos cuando se detiene la circulación. Los factores más importantes concernientes al desempeño de las funciones mencionadas son: la velocidad anular del pozo, la viscosidad y la fuerza gel del lodo. El factor responsable para el transporte de recortes del fondo de pozo a superficie es la viscosidad, que en relación con los fluidos de perforación puede ser definida como la resistencia que el fluido de perforación ofrece al flujo cuando es bombeado. La viscosidad afecta la capacidad del fluido de perforación para elevar los recortes a superficie. En campo la viscosidad es medida con el embudo “Marsh”, que consiste en la medida del tiempo que tarda un quart de lodo recién agitado en abandonar el embudo; las unidades de mediada son “segundos/quart”, este valor puede variar de 20 a 80, pero normalmente se mantiene en un valor entre 40 a 50 s/qt (para lodos base bentonítica). 3. Suspender los recortes de formación cuando se detiene la circulación El factor responsable para la suspensión de los recortes producidos por el trepano de perforación cuando se para la circulación ya sea debido a una maniobra o cambio de trepano, es la fuerza gel, esta se refiere a la habilidad del fluido de perforación a gelificarse tan pronto la circulación se detenga. Su propósito es suspender los recortes y los sólidos del lodo mientras estos están en el pozo, y no permitir su sedimentación en el trepano. En general se puede decir que la fuerza gel debe ser lo suficientemente baja para:


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1. Permitir la separación de los recortes en superficie. 2. Permitir la separación de gas entrampado en el lodo. 3. Minimizar el pistoneo cuando la sarta es sacada del pozo. 4. Permitir el inicio de la circulación sin la necesidad de elevadas presiones de

bombeo. 4. Enfriar y lubricar el trepano Prácticamente cualquier fluido que pueda ser circulado a través de la sarta de perforación, servirá para enfriar el trepano y la sarta. La lubricación sin embargo, comúnmente requerirá características especiales del lodo, las cuales se logran con la adición de aceite, químicos y otros materiales. 5. Formar una capa impermeable en la pared del pozo El fluido de perforación forma una capa delgada impermeable en la pared del pozo denominada enjarre o revoque (mud cake), además la presión hidrostática debida a la columna de lodo, ejercida a las paredes del pozo ayuda a prevenir derrumbes de formaciones no consolidadas. El control del filtrado (perdida de agua hacia la formación) es necesario por dos razones:

1. Un enjarre de pobre calidad podría causar una excesiva perdida de agua y un revoque muy grueso aumentaría la posibilidad de pegamiento de herramienta y el efecto de pistoneo.

2. Un alto valor en el filtrado causaría una profunda invasión a la formación, complicando la toma de registros.

6. Evitar la corrosión de la herramienta El fluido de perforación podría presentar gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y acido sulfúrico que pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. Además de proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no debería dañar los componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastómeros especiales deberían ser usados. Para el control de la corrosión, muestras de corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones de perforación para controlar los tipos y las velocidades de corrosión. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es importante, cuidando su aplicación correcta. Tales muestras de corrosión deberían ser evaluadas para determinar si se está usando el inhibidor químico correcto y si la cantidad es suficiente. Esto mantendrá la velocidad de corrosión a un nivel aceptable. El acido sulfúrico puede causar una falla rápida y catastrófica de la columna de perforación. Este producto también es mortal para los seres humanos, incluso después de cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH, combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el Zinc.


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7. Alivianar el peso de la sarta/casing El Empuje (buoyancy) producido por el fluido de perforación soporta parte del peso de la sarta de perforación o de la cañería de revestimiento. Un factor de empuje es utilizado para relacionar la densidad del lodo de perforación desplazado con la densidad de los materiales tubulares, por lo que cualquier incremento en la densidad del lodo deriva en un aumento del empuje. La ecuación dada a continuación nos da el valor del factor de empuje mencionado para el acero:

4.65)(4.65 ppgL

FEρ−

=

Donde:

FE: Factor de Empuje ρL: Densidad del Lodo

La multiplicación de este factor por el peso de aire en un tubular nos dará el valor del empuje producido. Así por ejemplo, si se tiene una tubería con un peso de aire de 250000 lb tendrá un peso sobre la torre de 218000 lb en un fluido de 8.33 ppg y 192700 lb en un fluido de 15 ppg. 8. Asegurar la máxima información de la formación a través de registros de pozo El lodo debe asegurar una buena evaluación de la formación; evaluación que será realizada por técnicos denominados registradores de lodo (Mud Loggers). Estos, durante la perforación, controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas, ellos examinan los recortes para determinar la composición mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes. La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la perforación de pozos, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación ya que el filtrado del lodo así como la deposición de sólidos en la pared del pozo para formar el enjarre, ocasionan cambios en las características y propiedades de la formación. Herramientas de LWD (Logging While Drilling) están disponibles para obtener un registro continuo mientras se perfora el pozo. También se perfora una sección cilíndrica de la roca (un núcleo) en las zonas de producción para realizar la evaluación en el laboratorio con el fin de obtener la información deseada. Las zonas potencialmente productivas son aisladas y evaluadas mediante la realización de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formación (DST) para obtener datos de presión y muestras de fluido. Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo:

1. Si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie.

2. Si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron.


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En general los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los lodos que contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formación. La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos. Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo. Para un registro óptimo con cable, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y suspender cualquier tipo de recortes o derrumbes. Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los revoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro. La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un núcleo solamente para determinar la litología (análisis mineral), el tipo de lodo no es importante. Si el núcleo será usado para estudios de inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un lodo “suave” a base de agua, de pH neutro, sin agentes tensioactivos o diluyentes. Si el núcleo será usado para medir la saturación de agua del yacimiento, se suele recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad mínima de agentes tensioactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos. 9. Facilitar la cementación y Completación del pozo Una función importante para el fluido de perforación es la de producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona de interés y la completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Para la cementación todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel no progresivas. Las operaciones de completación tales como la colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las características del lodo. 10. Minimizar el impacto al medio ambiente El control del impacto que el lodo puede tener en el medio ambiente es crucial para un buen planeamiento y desarrollo de las operaciones de perforación. Ya que con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho, este debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables.


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La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo, además de la ubicación y densidad de las poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Los fluidos de perforación son diseñados para cumplir todas las funciones mencionadas anteriormente. Mientras la lista de los aditivos usados en el lodo de perforación para que este ejecute determinadas funciones es sumamente amplia, existen básicamente solo tres tipos de fluidos de perforación:

1. Lodos base agua

2. Lodos base aceite

3. Fluidos neumáticos

Lodos Base Agua.- Este es el sistema de lodo mas usado en la industria, consta de una fase liquida continua (agua) en la que las ciertas arcillas están suspendidas (fase discontinua). Para lograr propiedades determinadas en el lodo, se adicionan determinadas cantidades de sólidos reactivos y no reactivos. Un lodo base agua esta compuesto de tres componentes: agua, sólidos reactivos y sólidos inertes. 1. Agua.-

Esta puede ser agua fresca o salada. El agua de mar se usa generalmente en sistemas utilizados para operaciones fuera costa (Offshore), y el agua salada saturada es usada para perforar secuencias importantes de evaporita las cuales son responsables de la formación de socavamientos, así como para la inhibición de lutita.

2. Sólidos Reactivos.-

Arcillas: Las arcillas utilizadas en los fluidos de perforación, son responsables de la viscosidad y la fuerza gel del lodo. Las arcillas comúnmente utilizadas son:

• Bentonita, usada para lodos de agua fresca. • Atapulgita, usada para lodos de agua salada. • Arcillas de la formación, las cuales se hidratan y forman parte del

sistema de lodo.

Dispersantes: estas reducen la viscosidad por la adsorción en las partículas de arcillas, reduciendo la atracción entre partículas. Son dispersantes: quebracho, fosfatos, lignitos y lignosulfatos.


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Agentes de Control de Filtrado: estos agentes controlan la cantidad de perdida agua dentro una formación permeable gracias a la presión diferencial y a través de la formación de una película impermeable en la pared del pozo. Algunos agentes de control son:

• Almidón • Carboximetil Celulosa de Sodio (CMC) • Polímeros

Emulsificantes y Lubricantes: estos ayudan al enfriamiento y lubricación de la herramienta, también son usados como fluidos de emplazamiento para liberar la herramienta cuando se presenta pega de tubería. Antiespumantes: estos previenen la aparición de espuma en el lodo en superficie y por lo tanto en el equipo de tratamiento. Compuestos de Sodio: estos precipitan o suprimen el efecto de los componentes de calcio o magnesio de reducir el rendimiento de las arcillas del lodo. Compuestos de Calcio: estos inhiben las arcillas de formación y evitan su hidratación e hinchamiento.

3. Sólidos Inertes.-

Material Densificante: es material fino en suspensión en el lodo para controlar su densidad. Algunos agentes densificantes comunes son: Barita, Hematina, Galena. Material para Pérdida de Circulación: este material se añade al sistema de lodo para tapar el punto de pérdida. Entre los tipos mas comunes de este material se tiene: Fibrosos: fibra de madera, fibra de cuero. Granular: cáscara de nuez; fina, media o gruesa. Escamas: celofán, mica (fina o gruesa). Material Antifricción: se añade al sistema de lodo para reducir el torque y la posibilidad de pegamiento diferencial. El material antifricción mas frecuentemente usado son las esferas inertes de poliuretano. Este tipo de material es generalmente usado para pozos de alto ángulo donde el torque y el pegamiento diferencial son un problema.

Lodos Base Aceite.- Existen básicamente dos sistemas de lodo base aceite:

Sistema de Emulsión Inversa: en el cual diesel o crudo constituye la fase continua, mientras el agua la discontinua. Se preparan a razón de hasta un 80 % de diesel, 18 % de agua (puede variar entre 20 y 40%, para las emulsiones inversas) y un 2% de emulsificantes, un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones proporcionan estabilidad en una


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perforación o en una reparación de pozo. Además eliminan el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Sistema de Emulsión Directa: en el cual el aceite esta dispersa en una fase continua agua, fase continua que puede superar el 50%. El agua que parte del sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos. La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio para la inhibición. Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites: por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con altas temperaturas, en medios corrosivos. Como se muestra en la tabla 1.

Tabla Nº 1: Fluidos de perforación por etapas Estos sistemas de lodos tienen propiedades deseables como fluidos de terminación o cuando se perforan pozos de producción. Estos sistemas no son reactivos con las arcillas y su filtrado no causa daño en la formación. El alto costo de estos sistemas, su difícil manipuleo, el impacto ambiental de estos y la complicación que causa para la evaluación geológica hacen que no sean deseables para la perforación de pozos exploratorios.


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Fluidos Neumáticos.- Ocasionalmente se usa aire comprimido o gas natural como fluido de perforación (algunas veces con un agente espumante para mejorar la capacidad de acarreo de recortes), pero su uso es solo aplicable en áreas donde existe muy poca presencia de agua de formación. El aire comprimido o gas es circulado de la misma manera que un fluido convencional, con la excepción que se usan compresores en vez de bombas de lodo. Este tipo de fluidos son usados generalmente cuando se perfora bajo balance (técnica en la cual deliberadamente se trabaja con una presión hidrostática menor a la presión de formación) ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Existe una gran variedad de aditivos para fluidos de perforación que son usados para desarrollar funciones específicas de los lodos. Su variedad y complejidad es determinada por las condiciones de perforación cada vez mas rigorosas. El hacer un listado completo de los aditivos usados en la industria es muy difícil; en cambio a continuación se señala una clasificación muy general de los aditivos usados para el fluido de perforación. Dispersantes.- Estos aditivos cumplen la función de modificar la relación entre la viscosidad y el porcentaje de sólidos de fluido de perforación, además de cambiar la resistencia gel e incrementar la bombeabilidad. Entre los materiales dispersantes tenemos: taninos (quebracho), fosfatos, lignitos y lignosulfatos. Floculantes.- Se usa en determinadas ocasiones para elevar la resistencia gel, son floculantes los siguientes aditivos: sal, cal hidratada, yeso, que pueden usarse para añadir partículas coloidales en el lodo y agruparlas en flóculos que precipitan los sólidos contenidos. Surfactantes.- Estos agentes reducen la tensión interfacial entre las superficies de contacto (aceite/agua, agua/sólidos, agua/aire). Los surfactantes pueden ser Emulsificantes, floculantes o defloculantes; dependiendo de la superficie de contacto. Emulsificantes.- Estos se usan para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos, estos incluyen lignosulfatos modificados, ciertos agentes surfactantes, productos aniónicos y no iónicos (negativamente cargado y no cargado). Bactericidas.- Aditivo que reduce el contenido bacterial del fluido de perforación; entre estos tenemos: para-formaldehído, soda cáustica, limo y almidón que son usados como preservativos.


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Densificantes.- Son materiales sólidos que cuando están disueltos o en suspensión en el agua, incrementan la densidad del lodo. La mayoría de los agentes densificantes son insolubles y requerirán de viscosificantes para poder estar en suspensión en un fluido. Las areniscas son los viscosificantes más comunes. La tabla 2 muestra los aditivos densificantes comúnmente usados.

MATERIAL COMPONENTE PRINCIPAL

GRAVEDAD ESPECIFICA

Galena PbS 7.4 – 7.7 Hematina Fe2O3 4.9 – 5.3 Magnetita Fe3O4 5.0 – 5.2 Barita BaSO4 4.2 – 4.6 Siderita FeCO3 3.7 - 3.9 Celestita SrSO4 3.7 - 3.9 Dolomita CaCO3Mg CO3 2.8 - 2.9 Carbonato de Calcio CaCO3 2.6 – 2.8

Tabla Nº 2: Densificantes

Viscosificantes.- La habilidad del lodo de perforación de suspender los recorte y los agentes densificantes depende enteramente de su viscosidad. Sin la viscosidad todos los recortes y agentes densificantes se precipitarían al fondo del pozo tan pronto se pare la circulación. En la practica existen muchos sólidos que pueden ser utilizados para incrementar la viscosidad del agua o aceite. El incremento de la viscosidad puede sentirse con el incremento de la resistencia a fluir, en la perforación esto se manifestara con el incremento de las perdidas por fricción en el circuito de circulación. La tabla 3 muestra una lista de algunos materiales usados para incrementar la viscosidad.

MATERIAL COMPONENTE PRINCIPAL Bentonita Aluminosilicato de Sodio/Potasio CMC Carboximetil Celulosa de sodio PAC Celulosa polianionica Goma Xanthan Polisacarido microbial extracelular HEC Hidroxietil Celulosa Goma Guar Goma hidrofilica polisacarida Resinas Hidrocarburos copilemeros Silicatos Mezcla de silicatos metálicos

Polímeros sintéticos Poliacrilamidas/poliacrilatos de alto peso molecular

Tabla Nº 3: Viscosificantes


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Controladores de Filtrado.- Los materiales para el control de filtración son componentes que reducen la cantidad de fluido que se perderá del fluido de perforación en las formaciones atravesadas. Tal perdida es debida a la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. La Bentonita, polímeros, almidones, defloculantes y diluyentes, todos ellos actúan como agentes de control de filtrado. Controladores de las Propiedades Reológicas.- Cuando no se puede conseguir un control eficiente de la viscosidad y desarrollo gel, por el control de la concentración de un viscosificante; se añaden materiales a lodo como ser: diluyentes (thinners), dispersantes, y/o defloculantes. Estos materiales causan un cambio en las interacciones físicas y químicas entre sólidos y/o sales disueltas; produciendo una reducción en la viscosidad y el desarrollo gel del fluido de perforación. Controladores de pH y Alcalinidad.- El pH afecta muchas propiedades del lodo, incluyendo:

• Detección y tratamiento de contaminantes tales como cemento y carbonatos solubles.

• Solubilidad de muchos diluyentes e iones metálicos divalentes como el Calcio y el magnesio.

Los aditivos para el control del pH y alcalinidad incluyen: NaOH, KOH, Ca(OH)2, NaHCO3 y Mg(OH)2. Estos componentes son usados para conseguir un pH específico y mantener un pH y alcalinidad óptimos en fluidos base agua. Agentes Lubricantes.- Los agentes lubricantes son utilizados principalmente para reducir la fricción entre la pared del pozo y la tubería de perforación, sucesivamente reducirá también el torque y el arrastre, lo cual es esencial para pozos horizontales y altamente desviados. Los materiales lubricantes incluyen: aceite (diesel, aceite mineral, vegetal o animal), surfactantes, grafito, asfalto, polímeros y lechos de vidrio. Materiales Estabilizadores de Lutita.- Existen muchos problemas relacionados con las lutitas, los cuales pueden ser encontrados al perforar secciones de lutita altamente hidratables. Esencialmente la estabilización de la lutita se consigue previniendo el contacto de agua con la sección de lutita. Esto ocurre cuando el aditivo encapsula la lutita o cuando un ión especifico tal como el potasio entra en la sección expuesta de lutita y neutraliza la carga de esta. Los estabilizadores de lutita incluyen: polímeros de alto peso molecular, hidrocarburos, potasio, sales de calcio (KCl) y glicoles. La experiencia de campo indica que no se puede alcanzar una completa estabilización de lutita solo con polímeros; sales solubles deben estar también presentes en la fase acuosa para estabilizar lutitas hidratables.


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EQUIPO DE ACONDICIONAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN El fluido de perforación que retorna a superficie del pozo contiene generalmente: recortes, sólidos de la formación, otras partículas y algunas veces hidrocarburos, etc. Todos estos contaminantes deben ser removidos del lodo antes de ser recirculado. También deben añadirse al lodo aditivos químicos y arcillas para mantener las propiedades requeridas. El quipo necesario para todas estas funciones se presenta en la figura 1 y se listan y describen a continuación.

Figura Nº 1. Equipo de Acondicionamiento de Lodo (Circuito del Lodo)


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Clasificación de los tamaños de las partículas: El tamaño de las partículas puede clasificarse en las siguientes categorías, en conformidad con su tamaño (figuras 2 y Tabla 4). La Figura 2 y la tabla 4 relacionan los tamaños de las partículas con términos familiares, ejemplos típicos, y con los equipos de control de sólidos que eliminarán partículas que tienen un tamaño determinado.

Figura 2: Clasificaron de los tamaños de las partículas

Tabla Nº 4: Clasificación de los sólidos de acuerdo a su tamaño De acuerdo al tamaño de los sólidos se disponen de equipos de separación de estos sólidos, lo que viene a constituir la unidad de control de sólidos. Unidad que esta conformada normalmente por los siguientes equipos:

1. Zaranda 2. Hidrociclones y 3. Centrifugas rotativas


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Zaranda (Shale Shaker)

Figura Nº 3: Partes de la Zaranda

Las zarandas son los dispositivos de control de sólidos más importantes, consistentes en mallas vibratorias separadoras, usadas para eliminar los recortes del lodo (ver Figura 3). Las zarandas pueden ser descritas usando los siguientes términos: Malla: esta se refiere al número de aberturas por pulgada lineal. Por ejemplo, una malla “cuadrada” de malla 30 x 30 tiene 30 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en ambas direcciones. Una malla “oblonga” (abertura rectangular) de malla 70 x 30 tendrá 70 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en una dirección, y 30 aberturas en una línea perpendicular de 1 pulgada (Figura Nº 3a). Eficiencia de separación o punto de corte: Un punto de corte D50 de 40 micrones significa que 50% de las partículas de 40 micrones han sido eliminadas y que 50% permanecen en el sistema de lodo. Área abierta: es el área no ocupada por los alambres. Una malla 80 con un área abierta de 46% manejará un volumen de lodo más grande que una malla 80 que tiene un área abierta de 33%.


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Figura Nº 3a: Tamaños de malla vs. Micrones de abertura

Fuerza “g”: esta es una aceleración igual a la fuerza de gravedad y se define según la siguiente ecuación:

Mientras mas grade sea el valor de la fuerza “g” mejor será la separación de sólidos, pero esto reducirá la vida de la malla. El tensionamiento de la malla es crítica para mallas de elevada fuerza “g”. Tanque de asentamiento o Trampa de Arena Es el primer tanque que recibe el lodo, luego que este abandona la zaranda. El fondo de este tipo de tanques tienen generalmente una pendiente para ayudar a la precipitación de los sólidos; sólidos que son descartados periódicamente a través de las válvulas de descarga (figura 1). Cabe señalar que los tanques de asentamiento casi nunca son usados en operaciones modernas de perforación, sin embargo pueden ser utilizados de vez en cuando.


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Desarenador (Desander) Tanto el desarenador como el desilter separan sólidos en un hidrociclón, en cual se hace rotar al fluido para separar el contenido de sólidos por fuerza centrifuga, como se ilustra en la figura 4.

Figura Nº 4 Se necesita usar un desarenador (figuras 5a y 5b) para impedir la sobrecarga de los deslimadores. En general se usa un hidrociclón de 6 pulgadas de diámetro interior (DI) o más grande, con una unidad compuesta de dos hidrociclones de 12 pulgadas, cada uno de los cuales suele tener una capacidad de 500 gpm. Los grandes hidrociclones desarenadores tienen la ventaja de ofrecer una alta capacidad volumétrica (caudal) por hidrociclón, pero tienen el inconveniente de realizar grandes cortes de tamaño de partícula comprendidos en el rango de 45 a 74 micrones. Para obtener resultados eficaces, un desarenador debe ser instalado con la presión de “cabeza” apropiada.

5a desander inclinado 5b desander vertical

Figura Nº 5: Desarenadores


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Deslimador (Desilter) Para lograr la máxima eficiencia y evitar la sobrecarga del deslimador, todo el flujo debería ser desarenado antes de ser deslimizado. En general se usa un hidrociclón de 4 pulgadas de DI para deslimizar, con una unidad que contiene 12 o más hidrociclones de 4 pulgadas, cada uno de los cuales suele tener una capacidad de 75 gpm. La capacidad volumétrica apropiada para los deslimadores y los desarenadores debería ser igual a 125 - 150% de la velocidad de circulación. Los pozos de gran diámetro requieren un mayor número de hidrociclones. Un hidrociclón de 4 pulgadas bien diseñado y operado correctamente tendrá un punto de corte D90 de aproximadamente 40 micrones. Como la barita cae dentro del mismo rango de tamaños que el limo, también será separada del sistema de lodo por un deslimador, recuperándose los agentes densificantes. Por este motivo, los deslimadores se usan muy poco en los lodos densificados de más de 12,5 lb/gal. Los deslimadores y desarenadores son usados principalmente durante la perforación del pozo de superficie y cuando se usan lodos no densificados de baja densidad.

Figura Nº 6: Deslimador

Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner) Un limpiador de lodo es básicamente un deslimador montado sobre una zaranda de malla vibratoria, generalmente 12 o más hidrociclones de 4 pulgadas sobre una zaranda de alta energía con malla de entramado muy fino (ver Figura 7). Un limpiador de lodo separa los sólidos perforados de tamaño de arena del lodo, pero retiene la barita. Primero, el limpiador de lodo procesa el lodo a través del deslimador y luego separa la descarga a través de una zaranda de malla fina. El lodo y los sólidos que pasan a través de la malla (tamaño de corte variable según el entramado de la malla) son guardados y los sólidos más grandes retenidos por la malla son desechados. De acuerdo con las especificaciones de API, 97% de las partículas de Barita tienen un tamaño inferior a 74 micrones; por lo tanto, la mayor parte de la barita será descargada por los hidrociclones y pasará a través de la malla para ser devuelta al sistema. En realidad, un limpiador de lodo desarena un lodo densificado y sirve de respaldo para las zarandas. Las mallas de los limpiadores de lodo pueden variar en tamaño de malla 120 a 325. Para que un limpiador de lodo constituya un dispositivo eficaz de control de sólidos, el tamaño de la malla debe ser más fino que el tamaño de las mallas de las zarandas.


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Figura Nº 7: Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner) Aunque la remoción de sólidos perforados y la recuperación de la Barita constituyan los usos más comunes del limpiador de lodo, la recuperación de las fases líquidas costosas (sintéticos, aceites, sal saturada, KCl, etc.) junto con la barita, reducirá los costos del lodo. Además, el material desechado por la malla vibratoria es considerablemente más seco, por lo tanto, en muchos casos, el volumen reducido y la sequedad del material desechado reducirán los costos de eliminación. Si las mallas de las zarandas de entramado fino de malla 200 o menos están funcionando correctamente y ningún lodo está contorneando las zarandas, es posible que el uso de un limpiador de lodo no aporte ninguna ventaja adicional. Centrifuga

Figura Nº 8: Perfil transversal de una centrifuga decantadora

Como con los hidrociclones, las centrífugas de tipo decantador aumentan las fuerzas que causan la separación de los sólidos al aumentar la fuerza centrífuga. Son capaces de separar sólidos del orden de los 10 micrones de tamaño.


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La centrífuga decantadora (Figura 8) se compone de un tazón cónico (Bowl) de acero horizontal que gira a una gran velocidad, con un tornillo transportador helicoidal en su interior. Este tornillo transportador gira en la misma dirección que el tazón exterior, pero a una velocidad ligeramente más lenta. La alta velocidad rotacional fuerza los sólidos contra la pared interior del tazón y el tornillo transportador los empuja hacia el extremo, donde son descargados. La centrifuga suele usarse para la recuperación de Barita y en fluidos de perforación no densificados la centrifuga es normalmente usada para la recuperación del liquido. Desgasificador La recirculación del gas entrampado en el lodo podría resultar peligrosa y causaría un decremento en la eficiencia de bombeo, lo que provocaría una disminución en la presión hidrostática y por lo tanto, menor capacidad de contener la presión de formación. El gas entrampado podría no ser eliminado del todo luego que el lodo ha pasado la zaranda y los hidrociclones. En este caso se tendría la necesidad de pasar el lodo a través de un desgasificador. Dos desgasificadotes son generalmente empleados:

• Separadores Gas-Lodo • Desgasificadores al vacío (figura 9a y 9b)

Un separador Gas-Lodo es preferible para un manejo seguro de altas presiones de gas y flujos de lodo cuando se tiene una surgencia. Los desgasificadores al vacío son mas apropiados para la separación de gas entrampado, el cual aparece como espuma en la superficie del lodo.

Figura Nº 9a: Desgasificador al vacío


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Figura Nº 9b: Desgasificador al vacío Swaco

Mezclador (Hopper) El mezclador de mayor uso común es el “jet hopper” (figura 10). Originalmente este fue desarrollado para el mezclado de cemento y agua para la cementación de pozos. Ahora este es usado para la adición de material al lodo de perforación y así lograr las propiedades físicas y químicas deseadas para el lodo. En operación, una bomba mezcladora o centrifuga circula el lodo de los tanques a través de la tolva a chorro (jet hopper) y de vuelta al tanque de lodo.

Figura Nº 10: Jet hopper o tolva a chorro


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Cabe señalar que la tolva no es usada para la mezcla de ciertos químicos (por la peligrosidad de su manipuleo), como por ejemplo soda cáustica (hidróxido que será preparado en el tanque químico) Tanque de Succión El fluido de perforación es almacenado y mezclado en el tanque de succión (Figura Nº 1) antes de retornar a las bombas de lodo para ser recirculado a través del pozo. Pistolas de Lodo (Mud Guns) Las pistolas de lodo (Figura Nº 11) son útiles para mantener el lodo mezclado y compartir el flujo de tanques. Sin embargo estos dispositivos pueden bajar la eficiencia del sistema de control de sólidos si son instalados incorrectamente. Existen dos tipos de pistolas de lodos:

1 De alta presión (3000 a 6000 psi), operadas por una bomba de la torre. 2 De baja presión, operadas por una bomba centrifuga.

Figura Nº 11: Pistolas de Lodo

Agitadores Estas deben ser adecuadamente instaladas, posicionadas y contar con un adecuado suministro de energía, y así evitar la sedimentación en las esquinas de los tanques. Los agitadores son preferidos a las pistolas de lodo.


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Existen dos tipos de agitadores: agitadores de flujo radial y axial (figuras 12a y 12b).

12a: Agitador de flujo radial 12b: Agitador de flujo axial

Figura Nº 12: Tipos de Agitadores


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REOLOGÍAREOLOGÍAREOLOGÍAREOLOGÍA

INTRODUCCIÓN Reología es la ciencia que estudia la deformación y el flujo de la materia. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de corte. Las propiedades físicas de un fluido de perforación, la densidad y las propiedades reológicas son monitoreadas periódicamente para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes en la perforación de un pozo, incluyendo: • Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de la

formación. • Transmitir energía a la barrena para maximizar la Velocidad de Penetración (ROP). • Proporcionar la estabilidad del pozo a través de las zonas presurizadas o sometidas

a esfuerzos mecánicos. • Suspender los recortes y el material densificante durante los periodos estáticos. • Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie. • Extraer los recortes del pozo. TÉRMINOS REOLÓGICOS A continuación se detalla en una tabla los términos y definiciones pertinentes a la reología (tabla extraída de BAROID FLUIDS HANDBOOK)

Tabla Nº 5: Términos Reológicos (De Baroid Fluids Handbook)


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La velocidad del fluido aumenta a medida que se aleja de las paredes del pozo, hacia un valor máximo en el centro del anular. Esto ocurre porque es mas fácil para las capas de fluido moverse unas sobre otras que a través de la pared del pozo. La velocidad a la que las capas del fluido se mueven unas sobre otras se denomina velocidad de corte (γ). Esfuerzo de Corte (ττττ) El esfuerzo de corte (τ) es la fuerza requerida para mantener fluyendo un tipo particular de fluido (es decir la velocidad de corte). El esfuerzo de corte está expresado en unidades estándar del campo petrolífero, es decir las libras fuerza por cada cien pies cuadrados (lb/100 pies2) requeridas para mantener la velocidad de corte. Velocidad de Corte (γγγγ) Es la velocidad relativa (Figura Nº 13) de una lamina adyacente a otra, dividida entre la distancia entre ambas.

d

VV 12 −−−−====γγγγ

Donde:

γ = Velocidad de corte en segundos recíprocos V2= Velocidad en la Capa B (pies/s) V1= Velocidad en la Capa A (pies/s) d = Distancia entre A y B (pies)


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La velocidad de corte (γ), es igual a la velocidad rotacional RPM (θ) viscosímetro multiplicada por 1,703. Este factor se deriva de la geometría del manguito y del balancín del viscosímetro.

γγγγ (s–1) = 1.703 x θ

Figura Nº 13: Velocidad de Corte y Esfuerzo de Corte

VISCOSIDAD Viscosidad es el término reológico más conocido. En su sentido más amplio, la viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia. La viscosidad (µ) se puede describir como la relación del esfuerzo de corte (τ) a la velocidad de corte (γ). Por definición:

)(

)()(cos

γ

τµ

cortedevelocidad

cortedeesfuerzoidadVis =

Para facilitar el entendimiento de los subtítulos siguientes se definen conceptos relacionados con el tema. En el campo petrolífero, los términos a continuación mencionados se usan para describir la viscosidad y las propiedades reológicas del fluido de perforación.

1. Viscosidad embudo (seg/qt).

2. Viscosidad aparente (cP).

3. Viscosidad efectiva (cP).

4. Viscosidad plástica (cP).

5. Punto cedente (lb/100 pies2).

6. Viscosidad a baja velocidad de corte y Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte

(LSRV) (cP).

7. Esfuerzos de gel (lb/100 pies2).

Éstos representan algunos de los valores claves para tratar y mantener en buen estado el fluido de perforación.


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Viscosidad Embudo (viscosidad Marsh)

La viscosidad de embudo se mide usando el viscosímetro de Marsh. La viscosidad embudo se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No proporciona suficiente información para determinar las propiedades reológicas o las características de flujo de un fluido. Debería usarse en el campo para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido de perforación. Además, ningún valor en particular de la viscosidad de embudo puede ser adoptado como valor representativo de todos los fluidos. Lo que produce buenos resultados en un área puede fallar en otra; sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos de perforación a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los fluidos base arcilla se controla a cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos. Sin embargo hay ciertas excepciones, como en las áreas donde se requiere el uso de fluidos de alta viscosidad. Los sistemas de polímeros e inversión inversa (base aceite o base sintética) no siguen necesariamente estas reglas.

Viscosidad efectiva (µµµµe)

La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva (µe) de un fluido es la viscosidad de un fluido bajo condiciones específicas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la geometría por donde fluye el fluido, la presión y la temperatura.

Viscosidad aparente (µµµµa) La viscosidad aparente está indicada por la indicación del viscosímetro de lodo a 300 RPM (θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (θ600). Esta es una reflexión de la viscosidad plástica y el punto cedente combinados, un incremento en cualquiera de ellos causara un incremento en la viscosidad aparente (y probablemente en la viscosidad embudo). La ecuación para el calculo de la viscosidad aparente es la siguiente:

µµµµa = Θ600/2

Viscosidad plástica (VP) La viscosidad plástica (VP) en centipoises (cP) o mili pázcales-segundo (mPa•s) se calcula a partir de los datos del viscosímetro de lodo, como:

PV (cP) = Θ600 – Θ300

La viscosidad plástica se describe generalmente como la parte de la resistencia al flujo que es causada por la fricción mecánica. La viscosidad plástica es afectada principalmente por:

1. La concentración de sólidos. 2. El tamaño y la forma de los sólidos. 3. La viscosidad de la fase fluida. 4. La presencia de algunos polímeros de cadena larga (POLY-PLUS®,

hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC®, Carboximetilcelulosa (CMC)). 5. Las relaciones aceite-agua (A/A) o Sintético-Agua (S/A) en los fluidos de

emulsión inversa.


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La fase sólida es lo que más interesa al ingeniero de fluidos. Un aumento de la viscosidad plástica puede significar un aumento en el porcentaje en volumen de sólidos, una reducción del tamaño de las partículas de los sólidos, un cambio de la forma de las partículas o una combinación de estos efectos. Cualquier aumento del área superficial total de los sólidos expuestos se reflejará en un aumento de la viscosidad plástica. Por ejemplo, en una partícula sólida que se parte por la mitad, el área superficial expuesta combinada de los dos trozos será más grande que el área superficial de la partícula original. Una partícula plana tiene más área superficial expuesta que una partícula esférica del mismo volumen. Sin embargo, la mayoría de las veces, el aumento de la viscosidad plástica resulta del aumento en el porcentaje de sólidos. Esto puede ser confirmado mediante los cambios de densidad y/o el análisis en retorta. Algunos de los sólidos contenidos en el fluido están presentes porque fueron añadidos intencionalmente. Por ejemplo, la bentonita es eficaz para aumentar la viscosidad y reducir la pérdida de fluidos, mientras que la Barita es necesaria para en incremento de la densidad. Como regla general, la viscosidad del fluido no debería ser mas alta que la que se requiere para la limpieza del pozo y la suspensión de la Barita. Punto cedente (YIELD POINT) El yield point (YP) es la resistencia inicial al flujo causada por fuerzas electromagnéticas entre las partículas. Estas fuerzas electromagnéticas son debidas a las cargas en la superficie de las partículas dispersas en la fase liquida. El punto cedente es una medida de estas fuerzas bajo condiciones de flujo y es dependiente de:

1. Las propiedades de la superficie de los sólidos contenidos en el lodo, 2. La concentración en volumen de estos sólidos y 3. El ambiente iónico del líquido que rodea los sólidos.

El yield point se mide en lb/100 ft2 y se calcula con la siguiente ecuación:

YP = θ300 – VP

Un aumento en el YP causaría un incremento de la viscosidad del fluido de perforación, para su control se debe realizar un tratamiento químico. Fuerza gel Las fuerzas gel a 10 segundos y 10 minutos se miden con el viscosímetro Fann (VG meter), esta fuerza gel indica las fuerzas de atracción (gelación) de las partículas de un fluido de perforación bajo condiciones estáticas. Una excesiva gelación es el resultado de una alta concentración de sólidos, lo que lleva a la floculación del lodo (consecuencia indeseable pues esto causaría un aumento de viscosidad, gelificación y filtrado). Signos de problemas con las propiedades reológicas del lodo a menudo son reflejados por el excesivo desarrollo de la fuerza gel del lodo. Cuando existe un amplio rango entre el gel inicial y el de 10 minutos, estas son llamadas “geles progresivas” (esta no es una situación deseable, pues la fuerza para iniciar el movimiento será cada ves mayor). Si el gel inicial y el de 10 minutos son ambos altos, sin una diferencia apreciable entre ellos, estos se denominan “High-flat Gels” (también indeseables). No debe permitirse que la gelación adquiera un valor mas alto de lo necesario para ejecutar las funciones de suspensión de recortes y material densificante. Para la suspensión, la condición de gel frágil es deseable, como se indica en la figura 14.


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Figura Nº 14: Tipos de Geles

Excesivos valores de la fuerza gel son causados por altas concentraciones de sólidos y pueden causar los siguientes problemas en la perforación:

1. Pistoneo, cuando se saca sarta del pozo, 2. Surgencia, cuando se introduce la sarta en el pozo, 3. Dificultad para introducir herramientas de registro en el fondo del pozo, 4. Retención de gas o aire entrapado en el lodo, y 5. Retención de arena y recortes mientras se perfora.

La fuerza gel y el yield point son medidas de las fuerzas de atracción en el sistema de lodo. Un decremento en alguno de ambos significa la reducción del otro, por tanto se utilizan similares tratamientos químicos para su modificación. La fuerza gel a 10 segundos es la mas cercana a la verdadera fuerza cedente de la mayoría de los sistemas de fluidos de perforación. TIPOS DE FLUIDO Basado en su comportamiento de flujo, los fluidos se pueden clasificar en dos tipos diferentes: newtonianos y no newtonianos. FLUIDO NEWTONIANO Los fluidos Newtonianos son aquellos en los cuales la viscosidad permanece constante para todas las velocidades de corte, a condiciones de temperatura y presión constante. Son fluidos Newtonianos el agua dulce, agua salada, aceite diesel, aceites minerales y sintéticos. En estos fluidos, el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte, como lo indica la Figura 15. Los puntos forman una línea recta que pasa por el punto de origen (0, 0) del gráfico según coordenadas cartesianas. La viscosidad de un fluido newtoniano es la pendiente de esta línea de esfuerzo de


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corte/velocidad de corte. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo requerido para iniciar el flujo) de un fluido newtoniano siempre será cero (0). Cuando los fluidos newtonianos (agua dulce, agua salada, salmueras y aceites) son usados para perforar, el pozo debería ser sometido a circulaciones o barridos de limpieza periódicamente y antes de realizar los viajes.

Figura Nº 15: Fluido Newtoniano El esfuerzo de corte debe ser medido a distintas velocidades de corte para caracterizar las propiedades de flujo de un fluido. Sólo se requiere una medida, porque el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte para un fluido newtoniano. A partir de esta medida, se puede calcular el esfuerzo de corte a cualquier otra velocidad de corte, usando la siguiente ecuación:

ττττ = µµµµ * γγγγ FLUIDOS NO NEWTONIANOS Los fluidos no Newtonianos (la mayoría de los fluidos de perforación pertenecen a esta clasificación) no muestran una directa proporción entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte (Figura Nº 16). La relación del esfuerzo de corte y la velocidad de corte (viscosidad) varía con la velocidad de corte y esta relación es llamada “viscosidad efectiva”.


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Un ejemplo de una curva para un fluido no Newtoniano se muestra en la figura 16; en este se debe notar que la relación del esfuerzo de corte y la velocidad de corte difiere para cada velocidad de corte.

Figura Nº 16: Comportamiento de un fluido No Newtoniano La viscosidad de un fluido no Newtoniano es conocida como viscosidad efectiva y la velocidad de corte debe ser especificada.

Figura Nº 17: Viscosidad Efectiva (µe) vs. Esfuerzo de corte, Velocidad de Corte

Como se muestra en la Figura 17, cuando se traza la viscosidad efectiva junto a la curva de esfuerzo de corte, velocidad de corte, es fácil observar la naturaleza de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte que exhiben la mayoría de los


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fluidos de perforación. La relación de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones muy importantes para los fluidos de perforación, porque nos proporciona las siguientes afirmaciones:

1. A altas velocidades (altas velocidades de corte) en la columna de perforación y a través de la barrena, el lodo disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte hasta alcanzar valores bajos de viscosidad. Esto reduce la presión de circulación y las pérdidas de presión.

2. A las velocidades más bajas (velocidades de corte más bajas) dentro del

espacio anular, el lodo tiene una viscosidad más alta que facilita la limpieza del pozo.

3. A una velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su más alto nivel,

y cuando el lodo no está circulando, éste desarrolla esfuerzos de gel que contribuyen a la suspensión de los materiales densificantes y de los recortes.

Los fluidos no newtonianos se clasifican en dos grandes grupos:

1. Aquellos cuyas propiedades son independientes del tiempo, y

2. Aquellos cuyas propiedades son dependientes del tiempo A su vez estos se subdividen en: Para los independientes del tiempo:

• Fluidos Bingham-plásticos

• Fluidos seudo plásticos

• Fluidos dilatantes

Para los dependientes del tiempo:

• Fluidos tixotrópicos Fluidos Bingham-plásticos Este tipo de fluidos obedecen al modelo de flujo plástico de Bingham, el cual será descrito mas adelante en el subtitulo dedicado a este tema. Fluidos seudo plásticos Estos fluidos se caracterizan por la forma de la curva ilustrada en la figura 18. Cuando se representa la relación esfuerzo de corte/velocidad de corte en una escala logarítmica, se obtiene una línea recta. La viscosidad efectiva de un fluido seudo plástico disminuye con el incremento de la velocidad de corte.


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Figura Nº 18: Reograma mostrando el comportamiento de fluidos Bingham-plástico, pseudo plástico y dilatante.

Fluidos Dilatantes El comportamiento de los fluidos dilatantes puede ser caracterizado por la curva de flujo de la figura 18. La viscosidad efectiva de un fluido dilatante incrementa con el incremento de la velocidad de corte. Esta no es una característica deseable para un fluido de perforación. Fluidos Tixotrópicos Este tipo de fluidos exhiben un comportamiento dependiente del tiempo. Estos desarrollan una fuerza gel cuando están en reposo o cuando se disminuye la velocidad de corte aplicada. Ejemplos de fluidos tixotrópicos son: mayonesa, fluidos de perforación, pinturas y tintas. MODELOS REOLÓGICOS Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. La ley de viscosidad de Newton es el modelo reológico que describe el comportamiento de flujo de los fluidos newtonianos. También se llama modelo newtoniano. Sin embargo, como la mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no newtonianos, este modelo no describe su comportamiento de flujo. En realidad, como no existe ningún modelo reológico específico que pueda describir con precisión las características de flujo de todos los fluidos de perforación, numerosos modelos han sido desarrollados para describir el comportamiento de flujo de los fluidos no newtonianos. A continuación se proporciona una descripción de los modelos de Flujo Plástico de Bingham, de Ley Exponencial y de Ley Exponencial Modificada. El uso de estos modelos requiere medidas del esfuerzo de corte a dos o más velocidades de corte. A partir de estas medidas, se puede calcular el esfuerzo de corte a cualquier otra velocidad de corte.


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MODELO DE FLUJO PLÁSTICO DE BINGHAM Estos fluidos producen una línea recta como relación entre la fuerza de corte y la velocidad de corte, pero esta línea no pasa por el origen. Una fuera de corte finita es necesaria para iniciar el flujo. El valor de esta fuerza de corte es llamada “Punto Cedente de Bingham” (figuras 18 y 19).

Figura Nº 19: Reograma de un lodo Newtoniano y uno Típico El modelo de Flujo Plástico de Bingham es el modelo reológico matemático mas ampliamente usado en el campo petrolero. Todos los datos son generados a 600 y 300 RPM en un viscosímetro Fann. Éste es uno de los más antiguos modelos reológicos que son usados actualmente. La ecuación para el modelo de Flujo Plástico de Bingham aplicada a las indicaciones del VG meter es la siguiente:

ττττ = VP (γ/300) + YP La mayoría de los fluidos de perforación no son verdaderos fluidos Plásticos de Bingham. Para el lodo típico, si se hace una curva de consistencia para un fluido de perforación con los datos del viscosímetro rotativo, se obtiene una curva no lineal que no pasa por el punto de origen, según se muestra en la Figura 19. El flujo tapón, condición en que un fluido gelificado fluye como un “tapón” que tiene un perfil de viscosidad plano, comienza a medida que esta fuerza aumenta. A medida que la velocidad de corte aumenta, el flujo pasa del flujo tapón al flujo viscoso. Dentro de la zona de flujo viscoso, los incrementos iguales de la velocidad de corte producirán incrementos iguales del esfuerzo de corte, y el sistema adopta la configuración del flujo de un fluido newtoniano. El viscosímetro de dos velocidades fue diseñado para medir los valores reológicos del punto cedente y de la viscosidad plástica de un Fluido Plástico de Bingham. La Figura


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20 ilustra una curva de flujo para un fluido de perforación típico, tomada en el viscosímetro FANN (VG) de dos velocidades. La pendiente de la porción rectilínea de esta curva de consistencia constituye la viscosidad plástica. A partir de estas dos medidas de esfuerzo de corte, se puede extrapolar la línea de viscosidad plástica hasta el eje Y para determinar el punto cedente de Bingham que está definido como la intersección de Y. Para la mayoría de los lodos, el esfuerzo de cedencia verdadero es inferior al punto cedente de Bingham, como lo indican las Figuras 19 y 21.

Figura Nº 20: Valores de flujo Plástico de Bingham obtenidos a partir de dos valores

La Figura Nº 21 ilustra un perfil de flujo verdadero de un fluido de perforación con el modelo ideal de Flujo Plástico de Bingham. Esta figura muestra no solamente la comparación entre el “punto cedente verdadero” y el punto cedente de Bingham, sino también la desviación de la viscosidad a bajas y altas velocidades de corte en comparación con la viscosidad Plástica de Bingham. El punto cedente de Bingham es más alto que el esfuerzo de cedencia verdadero. Por lo general, la mejor manera de estimar el punto cedente verdadero es a partir del valor de esfuerzo de gel inicial. El modelo de Flujo Plástico de Bingham representa con precisión la relación de esfuerzo de corte/velocidad de corte de los lodos base agua, de arcilla floculada, de baja densidad (como el Hidróxido de Metales Mezclados (MMH)) y de la mayoría de los demás fluidos a altas velocidades de corte (mayores que 511 s-1 o 300 RPM). Generalmente, los valores de esfuerzo de corte/velocidad de corte de la mayoría de los fluidos no floculados se desvían de los valores pronosticados por el modelo de Flujo Plástico de Bingham, a medida que se reduce la velocidad de corte.


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Figura Nº 21: Modelo de Bingham y fluido no Newtoniano típico La mayor divergencia está a velocidades de corte más bajas. Si un lodo es un verdadero fluido Plástico de Bingham, entonces el esfuerzo de gel inicial y el punto cedente serán iguales, como en el caso de numerosos fluidos base agua de arcilla floculada. MODELO DE LEY EXPONENCIAL Este modelo trata de superar las deficiencias del modelo de Bingham a velocidades de corte bajas. En esta ley las curvas de esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte pasan por el origen (como en los fluidos newtonianos). Matemáticamente el modelo de Ley de potencia se expresa como:

τ = K*γ n Donde:

τ: esfuerzo de corte γ : Velocidad de corte en segundos recíprocos K: Índice de consistencia n: índice de flujo o de ley exponencial

El índice “n” indica el grado de comportamiento no newtoniano de un fluido sobre un rango determinado de velocidades. Según el valor de “n” existen tres tipos de perfiles de flujo y comportamiento de flujo (Figura Nº 22), que son:

1. n < 1: El fluido es un fluido no newtoniano que disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte.

2. n = 1: El fluido es un fluido newtoniano. 3. n > 1: El fluido es un fluido dilatante que aumenta su viscosidad con el esfuerzo

de corte (los fluidos de perforación no están incluidos en esta categoría).


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Figura Nº 22: Efecto del índice “n” en el comportamiento del fluido El índice “n” tiene un efecto sobre el perfil de flujo y el perfil de velocidad, como se muestra en la figura. De esta se puede decir que a menor índice “n”, la velocidad del fluido aumenta sobre un área mas grande del espacio anular, lo que incrementa la limpieza del lodo (Figura Nº 23).

Figura Nº 23: Efecto del índice “n” de ley exponencial sobre el perfil de velocidad


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El índice de consistencia “K” es la viscosidad a una velocidad de corte de un segundo recíproco (s-1). Este índice está relacionado con la viscosidad de un fluido a bajas velocidades de corte. La eficacia con la cual un fluido limpia el pozo y suspende los materiales densificantes y los recortes puede ser mejorada aumentando el valor de “K”. Según el boletín de la API (“Práctica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de los Fluidos de Perforación de Pozos de Petróleo” ,Práctica 13D) recomienda dos conjuntos de ecuaciones reológicas, uno para dentro de la tubería (condiciones turbulentas) y otro para el espacio anular (condiciones laminares). Las ecuaciones para el calculo de “n” y “K” para dentro de la tubería son:

300

600log32.3θθθθ

θθθθ====pn

pp nnpk11.5

11.5

1022

11.5 300600 θθθθθθθθ========

Las ecuaciones para el calculo de “n” y “K” para el espacio anular son:

3

100log657.0θθθθ

θθθθ====an

aa nnak 11.5

11.5

2.170

11.5 3100 θθθθθθθθ========

El valor de θ100 no podrá obtenerse de un viscosímetro de dos mediciones, para lo cual se tiene la siguiente ecuación para el calculo de la misma:

3)(2 300600

300100

θθθθθθθθθθθθθθθθ

−−−−−−−−====

La ecuación general de Ley Exponencial para el calculo de la viscosidad efectiva es:

1100 −−−−∗∗∗∗====n

e kγγγγµµµµ

La viscosidad efectiva dentro de la tubería se calcula con la siguiente ecuación:

pp n

p

p

n

p

pepn

n

D

VkcP

++++

∗∗∗∗∗∗∗∗====

−−−−

4

136.1100)(

)1(

µµµµ


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La viscosidad efectiva en el espacio anular se calcula con la siguiente ecuación:

aa n

a

a

n

aaea

n

n

DD

VkcP

++++

−−−−

∗∗∗∗∗∗∗∗====

−−−−

3126.1

100)()1(

12

µµµµ

Donde:

Vp: Velocidad en la tubería D: Diámetro interior de la tubería o los portamechas D2: diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento D1: diámetro exterior de la tubería de perforación o de los portamechas

Aunque las correspondientes normas API se refieran a estas ecuaciones como ecuaciones de Ley Exponencial para espacios anulares y tuberías, la velocidad de corte dentro del espacio anular puede disminuir hasta un nivel comprendido dentro del rango que está mejor descrito por las ecuaciones para tuberías o la velocidad de corte dentro de la tubería puede disminuir hasta un nivel comprendido dentro del rango que está mejor descrito por las ecuaciones para el espacio anular. Cualquiera que sea el caso, deberían usarse las ecuaciones de Ley Exponencial que coinciden mejor con los datos. Generalmente, las ecuaciones de Ley Exponencial para tuberías deberían ser usadas cada vez que la velocidad de corte es mayor que 170 s–1. LEY EXPONENCIAL MODIFICADA Como se mencionó anteriormente, API ha seleccionado el modelo de Ley Exponencial como modelo estándar. Sin embargo, el modelo de Ley Exponencial no describe totalmente a los fluidos de perforación, porque no tiene un esfuerzo de cedencia y calcula un valor demasiado bajo de la LSRV (viscosidad a muy baja velocidad de corte), como se mostró previamente en la Figura Nº 22. El modelo de Ley Exponencial modificada, o modelo de Herschel-Bulkley, puede ser utilizado para tomar en cuenta el esfuerzo requerido para iniciar el movimiento del fluido (esfuerzo de cedencia).

Figura Nº 24: Comparación de los Modelos Reológicos


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Figura Nº 25: Grafico Logarítmico de comparación de los modelos reológicos

Los diagramas mostrados en las Figuras 24 y 25 ilustran las diferencias entre los modelos de Ley Exponencial modificada, Ley Exponencial y Flujo Plástico de Bingham. Está claro que el modelo de Ley Exponencial modificada se parece más al perfil de flujo de un lodo de perforación típico. Se ha usado un viscosímetro FANN (VG) para obtener las indicaciones del cuadrante a velocidades de 600, 300 y 3 RPM. Primero, los tres modelos son presentados sobre papel de coordenadas cartesianas (Figura 24), y luego sobre papel cuadriculado con doble escala logarítmica (Figura 25). En cada caso, el modelo de Ley Exponencial modificada está ubicado entre el modelo de Flujo Plástico de Bingham, siendo éste el más alto, y el modelo de Ley Exponencial, el más bajo. El modelo de Ley Exponencial modificada es ligeramente más complicado que el modelo de Flujo Plástico de Bingham o el modelo de Ley Exponencial. Sin embargo, este modelo puede aproximarse más al comportamiento reológico verdadero de la mayoría de los fluidos de perforación. Matemáticamente, el modelo de Herschel-Bulkley es el siguiente:

τ = τO + Kγn

Donde: τ: Esfuerzo de Corte τO: Esfuerzo de cedencia o fuerza para iniciar el flujo K: Índice de consistencia γ: Velocidad de Corte n: Índice de ley exponencial En la práctica, se acepta el esfuerzo de cedencia como valor para la indicación a 3 RPM o el esfuerzo de gel inicial en el viscosímetro VG. Al convertir las ecuaciones para aceptar los datos del viscosímetro VG, se obtienen las ecuaciones para “n” y “K”.


42

n

O

O

O

wK

w

wn

1

1

1

2

1

2

log

log

θθθθθθθθ

θθθθθθθθ

θθθθθθθθ

−−−−====

−−−−

−−−−

====

Donde: θ1: Indicación del viscosímetro a una velocidad de corte más baja θ2: Indicación del viscosímetro a una velocidad de corte más alta θO: Esfuerzo de gel nulo o indicación a 3 RPM W1: RPM a una velocidad de corte mas baja W2: RPM a una velocidad de corte mas alta K: Dina-n/cm2


43

SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:

PRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIO


44

INTRODUCCIÓN

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 del lodo. El control de las propiedades del lodo se efectúa con las pruebas de campo; pruebas que se listan a continuación.

Ensayos de campo de lodos base agua (WBM), lodos base aceite (OBM), sintéticos, y fluidos de terminación/reparación (CWO).

Según Baroid Drilling Fluids Handbook


45

Todas estas pruebas están basadas en la norma: “Recommended Practice Standard

Procedure for Field Testing Water-Based Drilling Fluids ”, API Recommended Practice 13B-1 (RP 13B-1) First Edition, June 1990.

Un listado general de estas practicas se encuentra en el ANEXO 1.


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DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD

OBJETIVOS Determinar la densidad del un lodo de perforación base agua mediante la balanza de lodo. Preparar lodo bentonítico de una determinada densidad. RESUMEN TEÓRICO DENSIDAD DEL LODO El punto de inicio para el control de la presión es el control de la densidad del lodo. El peso de la columna de lodo en el pozo necesario para balancear la presión de formación, es el punto de referencia en cual están basados todos los cálculos de control de presión. El peso requerido de una columna de lodo establece la densidad del lodo para cualquier caso específico. Afortunadamente la densidad es una de las mediciones mas precisas; con una simple balanza de lodo (Figura 1a) es posible medir densidades de 0.1 ppg (equivalente a 5.2 psi/1000 ft de columna de lodo). Los errores mas frecuentes responsables de la imprecisión en la medición de la densidad son:

1. Balanza calibrada incorrectamente. 2. Gas o aire entrampado en el lodo. 3. Falla en llenar la copa con el volumen exacto. 4. Balanza sucia.

PREPARACIÓN DE LODO El lodo a preparar para el presente experimento será un lodo homogéneo resultante de la mezcla de agua y bentonita en proporciones determinadas. Para la preparación del lodo generalmente será de conocimiento la densidad del lodo deseado (dd) mientras las masas de bentonita (mB) y agua (mW) serán las incógnitas. Para el cálculo de tales incógnitas se debe realizar el siguiente balance de materia:

mB + mW = md (1) Es evidente que solo con la ecuación (1) no se puede determinar la masa de Bentonita necesaria para preparar un lodo bentonítico de una determinada densidad dd. pero también es evidente que tal masa de Bentonita puede ser calculada si se conoce el volumen de Bentonita involucrado en la preparación del lodo.


47

Entonces: mB = VB * dB (2)

VB se calculara como sigue: De ecuación (1):

VB * dB + VW * dW = Vd * dd (3) Y considerando volúmenes aditivos

Vd = VB + VW (4) Donde: VB, VW y Vd: Volumen de Bentonita, volumen de agua y volumen del lodo deseado respectivamente. dB, dW y dd *: Densidad de Bentonita, densidad de agua y densidad del lodo deseado respectivamente. De las ecuaciones (3) y (4) se determina la ecuación (5) para la determinación del volumen de Bentonita necesario, y por lo tanto la masa de Bentonita necesaria.

)()(

*wB

wddB

dd

ddVV

−−−−

−−−−====

(5) Para el uso de esta ecuación se bebería conocer el volumen de lodo a preparar o de lo contrario suponer un volumen determinado. Balanza de lodo: La balanza de lodo se compone principalmente de una base sobre la cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire, jinete y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo. El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando el jinete a lo largo del brazo graduado.

Figura Nº 1a: Balanza de Lodo


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PROCEDIMIENTO Preparación del lodo: Prepare un lodo con la densidad indicada por el auxiliar. Densifique, diluya o mezcle dos lodos según indicaciones del encargado del laboratorio. Medición de la densidad: Antes de la medición de la densidad del lodo, la balanza debe ser calibrada para evitar errores de lectura.

Figura Nº 1b: Partes de la Balanza de Lodo

Calibración: la calibración del instrumento se logra con la medición de la densidad de agua a temperatura ambiente; se debe llenar la copa con agua y equilibrar el instrumento para leer el valor de la densidad, tal valor debe corresponder a 8.33 PPG ó 1.00 g/cm3, de no ser así se debe proceder a quitar el tornillo del contrapeso para calibrar la balanza aumentando o quitando bolitas de plomo (lastre).

Procedimiento para la medición de la densidad:

1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo recientemente agitado.

2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,

asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa.

3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar el vaso.

4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansando sobre el punto de apoyo.

5. Desplazar el jinete hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el brazo

graduado está nivelado.


49

6. En el borde del jinete más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del lodo. 7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal, lb/pie3,

psi/1.000 pies de profundidad o en Gravedad Específica (SG).

Cálculos.-

1. Indique los cálculos realizados para la preparación del lodo, densificación, dilución y/o mezcla del mismo.

2. Estimar el error porcentual en cuanto a la calibración de la balanza.

3. Calcular los gradientes de presión de los lodos medidos.

4. Indicar los grados API para los lodos medidos.

Cuestionario.-

1. Defina lo que es un fluido de control o lodo de perforación.

2. ¿Qué importancia tiene el fluido de control en la perforación de pozos?

3. ¿Qué son las propiedades del fluido de control?

4. ¿Qué son las propiedades fisicoquímicas del fluido de perforación?

5. ¿Cuáles son las funciones de un fluido de control?

6. ¿De tales funciones cuales usted considera las mas importantes?

7. ¿Qué tipos de fluidos de perforación existen, de a conocer su clasificación?

8. ¿Qué es fase continua, como se aplica esta definición en lo que respecta a los

fluidos de control?

9. ¿Qué es fase discontinua, como se aplica esta definición en lo que respecta a

los fluidos de control?

10. Indique las características de un fluido disperso – no inhibido.

11. Indique las características de un fluido disperso – inhibido.

12. Indique las características de un fluido base aceite.

13. ¿Cuántos tipos de arcilla hay y cuales son?

14. ¿Qué tipo de arcillas son usadas para la preparación del lodo de perforación?

15. ¿Cómo pueden ser encontradas las arcillas en la naturaleza?

16. ¿Qué son las Illitas, cloritas y las Kaolinitas?

17. ¿Cuál es la definición de hidratación de arcillas?

18. ¿Existe alguna diferencia entre un lodo usado para un pozo exploratorio y el

usado para un pozo de desarrollo?

19. ¿Qué relación existe entre la presión hidrostática del lodo y la presión de

formación?


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EXPERIMENTO Nº 1

Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___ PREPARACIÓN DE LODO

LODO Volumen de

Agua (cm3)

Masa de Bentonita

(g)

Densidad Deseada (dd)

1

2

3

Densidad (PPG)

Densidad (PPG)

Inicial Inicial Inicial Final

1

2

3

Densificación /Dilución


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DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD

CALIBRACIÓN

BALANZA Nº (AGUA)

Medida Nº

Densidad (PPG)

Densidad (g/cm3)

DENSIDAD DEL LODO

BALANZA Nº (LODO)

Medida Nº

Densidad (PPG)

Densidad (g/cm3)


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DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD EMBUDO O VISCOSIDAD MARSH

OBJETIVOS Usar un embudo Marsh para medir la viscosidad embudo de un fluido de perforación. RESUMEN TEÓRICO La viscosidad del lodo se refiere a la medición de la resistencia del lodo a fluir. La función principal de la viscosidad de un fluido de perforación es la de transportar los recortes a superficie y suspender los materiales densificantes. La viscosidad del lodo debe ser lo bastante alta para que el material densificante permanezca en suspensión; y debe ser lo suficientemente baja para permitir que la arena y los recortes sean separados en la unidad de control de sólidos, además de permitir el escape a superficie del gas entrampado. Una viscosidad excesiva puede causar altas presiones de bombeo, lo que incrementaría los efectos de pistoneo o surgencia durante las operaciones de maniobra.

Figura Nº 2a: Viscosímetro Marsh El viscosímetro Marsh (Figura Nº 2a) se utiliza en campo para la medición de rutina de la viscosidad del fluido de perforación, lo que permite al personal reportar periódicamente la consistencia del lodo, parámetro que le sirve al ingeniero de lodos para notar cambios significativos en las propiedades del lodo. Esta viscosidad es denominada viscosidad embudo o viscosidad Marsh.


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DESCRIPCIÓN DEL VISCOSÍMETRO DE MARSH El viscosímetro de Marsh tiene un diámetro de 6 pulgadas en la parte superior y una longitud de 12 pulgadas. En la parte inferior esta un tubo de orificio liso de 2 pulgadas de largo, con un diámetro interior de 3/16 pulgada y una capacidad de 1500 ml. Tiene una malla de tela metálica con orificios de 1/16 de pulgada cubre la mitad del embudo que está fijada a 3/4 de pulgada debajo de la parte superior del embudo. MEDICIÓN DE LA VISCOSIDAD MARSH PROCEDIMIENTO Calibración Antes de medir la viscosidad embudo, se debe calibrar el embudo Marsh de la siguiente manera:

1. Llenar el embudo hasta la parte inferior de la malla con agua dulce a 70 ± 5 °F.

2. Mida el tiempo requerido para descargar 1 qt (946 ml) de agua dulce. 3. Reportar los segundos requeridos para la descarga total del quart de agua dulce.

El tiempo requerido para la descarga del quart de agua debería ser 26 ± 0,5 segundos. Medición de la Viscosidad

Figura Nº 2b: Embudo Marsh


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1. Manteniendo el embudo en posición vertical, tapar el orificio con un dedo y verter una muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo limpio, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml).

2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para que el lodo llene el vaso receptor hasta el nivel de 1 qt indicado en el vaso.

3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh.

4. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius.

Cálculos.- Determine el error porcentual de calibración del embudo Marsh. Cuestionario.- 1. ¿Que consecuencias acarrearía una viscosidad alta del fluido de perforación en el

sistema de control de sólidos? 2. ¿Cómo se solucionaría el problema anterior? 3. El petróleo liviano es un claro ejemplo de fluido Newtoniano ¿Por qué? 4. ¿Existe alguna diferencia entre viscosidad embudo y viscosidad efectiva? 5. ¿Cuando se usa la viscosidad efectiva?


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EXPERIMENTO Nº 2

Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___

CALIBRACIÓN

T TIEMPO (s Marsh)

T1

T2

T3

T4

Prom.

DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD EMBUDO

LODO Densidad (PPG)

Tiempo (s Marsh)

T1

T2

Prom.

T1

T2

Prom.

T1

T2

Prom.


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DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS

DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Objetivos.- Determinar las propiedades reológicas de un fluido de perforación base agua, mediante el uso del Viscosímetro Fann. Comparar los valores de gelatinosidad obtenidos con el VG meter (Viscosímetro Fann) y el Shearometro. Resumen Teórico.- Las propiedades de flujo (o reológicas) de un lodo son aquellas propiedades las cuales describen las características de flujo de un lodo bajo varias condiciones de flujo. En un sistema de circulación de lodo, el flujo ocurre en una variedad de velocidades en conductos de diferentes tamaños y formas. Para conocer o predecir los efectos de este flujo, necesitamos conocer el comportamiento de flujo del lodo en varios puntos de interés del sistema de circulación. Y para simplificar el procedimiento de medición se realiza solo un determinado número de mediciones. La reología en la industria petrolera (específicamente en lo que respecta al control de las propiedades de los fluidos de perforación), se generaliza en el control de las siguientes propiedades reológicas:

1. Viscosidad Aparente (VA) 2. Viscosidad Efectiva (µe) 3. Viscosidad Plástica (VP) 4. Punto Cedente (PC o YP) 5. Esfuerzo Gel

Tales propiedades pueden ser medidas con el Viscosímetro Fann. Descripción del Viscosímetro Fann.- El viscosímetro Fann (Figura Nº 21) es un viscosímetro de indicación directa de tipo rotativo accionado por un motor eléctrico o una manivela. Posee dos cilindros concéntricos en cuyo espacio anular esta contenido el fluido de perforación. El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad rotacional (RPM – Revoluciones Por Minuto) constante. La rotación del manguito de rotor en el fluido impone un torque sobre el balancín (BOB) o cilindro interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del balancín y su desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado al balancín (Figura Nº 22). De este instrumento se puede obtener la viscosidad plástica y el punto cedente usando las indicaciones derivadas de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM. Que son controladas por la palanca de selección de velocidad (Figura Nº 23). La


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velocidad esta dada en alta y baja como se muestra en la Figura 23.

Figura Nº 21

Viscosímetro Fann


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Figura Nº 22 Figura Nº 23

Tixotropía y Fuerza Gel.- La Tixotropía de un fluido de perforación es su capacidad para desarrollar un esfuerzo de gel con el tiempo, o la propiedad de un fluido que hace que éste desarrolle una estructura rígida o semirígida de gel cuando está en reposo, pero que puede volver a un estado fluido bajo agitación mecánica. Este cambio es reversible. Esfuerzo de Gel es la capacidad o medida de la capacidad de un coloide para formar geles. El esfuerzo de gel es una unidad de presión reportada generalmente en lb/100 pies2. Constituye una medida de las mismas fuerzas entre partículas de un fluido que las que son determinadas por el punto cedente, excepto que el esfuerzo de gel se mide bajo condiciones estáticas, mientras que el punto cedente se mide en condiciones dinámicas. Las medidas comunes de esfuerzo de gel son los geles iniciales y los geles a 10 minutos. Esfuerzo de Gel, Inicial. El esfuerzo de gel inicial medido de un fluido es la indicación máxima (deflexión) registrada por in viscosímetro de indicación directa, después de que el fluido haya permanecido estático por 10 segundos. Se reporta en lb/100 pies2. Efecto de la temperatura y presión sobre la viscosidad. Esfuerzo de Gel, 10-Min. El esfuerzo de gel medido a 10 minutos de un fluido es la indicación máxima (deflexión) registrada por un viscosímetro de indicación directa, después de que el fluido haya permanecido estático por 10 minutos. Se reporta en lb/100 pies2. El esfuerzo gel puede ser medido con el viscosímetro Fann (su procedimiento se desarrolla mas adelante), aunque también puede ser medido con el Shearometro (Figura Nº 24).


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Figura Nº 24: Shearometro

El Shearometro, es un instrumento utilizado para medir la fuerza gel de un fluido de perforación, consiste en un recipiente de aluminio con una escala logarítmica graduada en lb/100 ft2. también posee 2 o 3 cilindros de aluminio de 3 in de longitud y 1.4 in de diámetro interno con un peso aproximado de 5.0 ± 0.1 g. DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS.- VISCOSÍMETRO FANN (MODELO 35A) 1) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD APARENTE, LA VISCOSIDAD PLÁSTICA Y EL PUNTO CEDENTE

1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico y ajustar la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el manguito de rotor.

2. Calentar o enfriar la muestra hasta 120ºF (49ºC). Agitar lentamente mientras

se ajusta la temperatura. 3. Arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de alta velocidad, con

la palanca de cambio de velocidad en la posición más baja. Esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar la indicación obtenida a 600 RPM. Cambiar las velocidades solamente cuando el motor está en marcha.

4. Ajustar el conmutador a la velocidad de 300 RPM. Esperar que el cuadrante

indique un valor constante y registrar el valor indicado para 300 RPM. 5. Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos indicación a

300 RPM. 6. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos viscosidad

plástica en centipoise. 7. Viscosidad aparente en centipoise = indicación a 600 RPM dividida por 2.


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2) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL ESFUERZO DE GEL

1. Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y levantar lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra.

2. Apagar el motor y esperar 10 segundos. 3. Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de

deflexión máxima en lb/100 pies2 como esfuerzo de gel inicial. Si el indicador del cuadrante no vuelve a ponerse a cero con el motor apagado, no se debe reposicionar el conmutador.

4. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 minutos y luego poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos. Indicar la temperatura medida.

SHEAROMETRO PROCEDIMIENTO PARA MEDIR EL ESFUERZO GEL CON EL SHEAROMETRO

1. Seleccionar los tubos con geometrías mas uniformes y con masas que no estén lejos del estándar (5.0 ± 0.1 g).

2. Llenar el recipiente del Shearometro con lodo recientemente agitado, hasta el nivel mostrado en la figura 24.

3. Soltar el cilindro de aluminio en la escala graduada y dejar que se sumerja por si solo, reportar el valor del esfuerzo gel después de 10 segundos

4. Saque el cilindro lentamente y deje en reposo el lodo durante 10 minutos, luego repita el paso 3 y reporte el esfuerzo gel a 10 minutos. Indicar la temperatura medida.

Cálculos.-

1. Calcular las viscosidades plásticas, aparentes y puntos cedentes. 2. Determinar el esfuerzo gel tanto con el Viscosímetro Fann como con el

Shearometro. 3. Indicar la diferencia entre ambos, si la existiese. 4. Dibuje las curvas: Fuerza Gel versus Tiempo, determinados por el VG meter y

el Shearometro. 5. Indique las diferencias de las curvas graficadas para cada lodo.


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EXPERIMENTO Nº 3

Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___

DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

LODO DENSIDAD (PPG)

ΘΘΘΘ600 ΘΘΘΘ300

1

2

3

VG meter

LODO FUERZA GEL

(10 s) FUERZA GEL (10 min)

1

2

3

Shearometro

LODO FUERZA GEL

(10 s) FUERZA GEL (10 min)

1

2

3


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DETERMINACIÓN DEL FILTRADO Y EL REVOQUE

OBJETIVO Medir el volumen de filtrado y la costra de lodo de un fluido de perforación usando el método de filtrado API. RESUMEN TEÓRICO Para el entendimiento pleno de la practica el alumno debe estar familiarizado con las definiciones de “revoque” y “filtrado”. REVOQUE El revoque (enjarre, película o costra de lodo), es una capa delgada formada por la deposición de los sólidos del lodo de perforación en la pared del pozo; deposición que es causada por la presión de la columna de lodo en una perforación sobre balance (Overbalanced Drilling). El revoque depende de los siguientes factores:

1. Sólidos (cantidad y tipo), figura 4a 2. Tamaño 3. Forma 4. Distribución y 5. Compresibilidad (la habilidad de deformarse bajo presión)

Figura Nº 4a: Ejemplo de revoques en función del porcentaje de sólidos


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FILTRADO Es la cantidad de fluido que invade la formación por acción de la presión de la columna de lodo. En un lodo base agua el filtrado lo compone el agua que fluye a través del revoque hacia la roca permeable. La filtración ocurre cuando cualquier formación permeable es expuesta al lodo de perforación, a una presión mayor a la presión de formación. La presión causa que el filtrado fluya a través de la roca y deposite los sólidos del lodo en la pared del pozo (revoque), como se muestra en la figura 4b. Por lo tanto, existen dos tipos de problemas; aquellos debidos a la invasión de filtrado y aquellos debidos a la deposición del revoque. Los problemas causados por la invasión de filtrado no son problemas de perforación, sino problemas de evaluación de formación y terminación de pozos.

Figura Nº 4b: Características de la Filtración Problemas potenciales relacionados con el espesor excesivo del revoque:

1. Puntos apretados en el pozo que causan un arrastre excesivo.

2. Mayor pistoneo debido a la reducción del espacio anular libre.

3. Pegadura por presión diferencial de la columna de perforación debido a la

mayor superficie de contacto y al desarrollo rápido de las fuerzas de adhesión

causado por la tasa de filtración más alta.

4. Dificultades con la cementación primaria debido al desplazamiento inadecuado

del revoque.

5. Mayor dificultad para bajar el revestidor.


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Problemas potenciales relacionados con la invasión excesiva de filtrado:

1. Daños a la formación causados por la invasión de filtrado y sólidos. La zona dañada está ubicada a una profundidad demasiado grande para que pueda ser reparada mediante perforación o acidificación. Los daños pueden consistir en precipitación de compuestos insolubles, cambios de humectabilidad, cambios de permeabilidad relativa respecto al aceite o al gas, taponamiento de la formación por finos o sólidos, y el hinchamiento de las arcillas in-situ.

2. Prueba inválida de muestreo del fluido de la formación. Las pruebas de flujo del

fluido de la formación pueden dar resultados que se refieren al filtrado y no a los fluidos del yacimiento.

3. Dificultades en la evaluación de la formación causadas por la invasión excesiva

de filtrado, la mala transmisión de las propiedades eléctricas a través de revoques gruesos, y posibles problemas mecánicos al bajar y recuperar las herramientas de registro. Propiedades erróneas medidas por las herramientas de registro (midiendo propiedades alteradas por el filtrado en vez de las propiedades de los fluidos del yacimiento).

4. Las zonas de aceite y gas pueden pasar desapercibidas porque el filtrado está

desplazando a los hidrocarburos, alejándolos del pozo, lo cual dificulta su detección.

Los sistemas de lodo deberían estar diseñados para sellar las zonas permeables lo más rápido posible con revoques lisos y delgados. En las formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el lodo entero puede invadir la formación (según el tamaño de los sólidos del lodo). Para estas situaciones, será necesario usar agentes puenteantes para bloquear las aberturas, de manera que los sólidos del lodo puedan formar un sello. Los agentes puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad del tamaño de la abertura más grande. Dichos agentes puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y una gran variedad de materiales de pérdida de circulación. La filtración ocurre bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas, durante las operaciones de perforación. La filtración bajo condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido de perforación está circulando. La filtración estática ocurre en otros momentos – durante las conexiones, los viajes o cuando el fluido no está circulando. Las mediciones de filtración y revoque de baja presión, baja temperatura y Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP) del Instituto Americano del Petróleo (API) realizadas por el ingeniero del lodo son pruebas estáticas. Estas pruebas son muy eficaces para evaluar las tendencias globales de filtración del lodo, y en cierto modo proporcionan una indicación de las características de la filtración dinámica de flujo laminar. Pruebas más complejas y laboriosas, realizadas con instrumentos de laboratorio, están disponibles para medir la filtración dinámica, pero no son prácticas para realizar pruebas de rutina. FILTRACIÓN DINÁMICA La filtración dinámica es sensiblemente diferente de la filtración estática, muchas veces con tasas de filtración considerablemente más altas. No existe ninguna correlación directa entre las medidas de filtración estática de API y ATAP y la filtración dinámica. La experiencia ha demostrado que un lodo que demuestra buenas características de


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filtración estática y estabilidad tendrá un rendimiento satisfactorio bajo las condiciones reales de perforación, indicando que la pérdida de filtrado dinámica está comprendida dentro de un rango satisfactorio. La filtración comienza tan pronto como la barrena expone la roca permeable. Un sobrebalance de la presión hidrostática causará el flujo inmediato del filtrado dentro de la formación a una velocidad elevada. A medida que la filtración continúa, los sólidos más grandes de lodo sellan las formaciones porosas y un revoque empieza a formarse bajo condiciones dinámicas. El equilibrio del revoque es determinado principalmente por las características de los sólidos del lodo (tamaño, composición y concentración de las partículas), y en menor parte por las condiciones hidráulicas (flujo turbulento o laminar) y la viscosidad del filtrado. Los revoques dinámicos son más delgados y más sólidos que los revoques estáticos. A medida que la perforación continúa, el pozo está sujeto a condiciones dinámicas. Una vez que los portamechas pasan más allá de la formación permeable, las condiciones de flujo laminar normalmente predominan y las fuerzas de erosión hidráulica disminuyen. Durante las conexiones y los viajes, las condiciones estáticas depositan un revoque estático y las tasas de filtración disminuyen (raíz cuadrada del tiempo). Cuando se reanuda la circulación, el revoque estático depositado sobre el revoque dinámico comienza a desgastarse (quizás totalmente, según las condiciones hidráulicas) hasta que se logre de nuevo el equilibrio a una tasa de filtración constante. Como con la filtración estática, los fluidos y los revoques que contienen una cantidad suficiente de bentonita de alta calidad producen las más bajas tasas de filtración, los revoques más delgados y las características globales de filtración más deseables. FILTRACIÓN ESTÁTICA La filtración estática ocurre bajo condiciones estáticas, es decir en cualquier momento en que el lodo no está circulando. El revoque esta relacionado con problemas de filtración y perforación. Los factores de interés son: espesor, permeabilidad, lubricidad y textura del revoque. El espesor del revoque puede incrementarse con un alto contenido de sólidos en el lodo y dependiendo de la calidad de estos sólidos la permeabilidad del revoque puede también ser baja. La baja permeabilidad y una capa delgada del revoque son situaciones deseadas. FACTORES QUE AFECTAN LA FILTRACIÓN Tiempo Cuando todas las otras condiciones son constantes (presión, viscosidad, permeabilidad), la tasa de filtración y la velocidad de crecimiento del revoque disminuyen progresivamente con el tiempo, de la manera pronosticada por la ley de Darcy. Para pronosticar el volumen de filtrado, VF2, sobre un periodo de tiempo considerado, t2, a partir de una medida de filtración, VF1, tomada a un periodo de tiempo, t1, el volumen de filtrado captado estará en función de la raíz cuadrada de la relación entre los dos intervalos de tiempo:

1

212 t

tVV FF ====


66

Donde:

VF2 = Volumen de filtrado desconocido a un tiempo t2 VF1 = Volumen de filtrado al tiempo t1 t2 = Periodo de tiempo considerado t1 = Periodo de tiempo para VF1

La relación del volumen de filtrado perdido y la raíz cuadrada del tiempo se muestra en la figura 4c. Para la prueba estática se considera esta ecuación para un volumen conocido de VF1 y un tiempo conocido t1 (7.5 min). Tal volumen conocido será el resultado de la prueba estática. La ecuación para el calculo de la perdida de filtrado API a 30 minutos será:

25.7

30

12

12

××××====

====

FF

FF

VV

VV

El tiempo de la prueba de filtración de API es 30 minutos. En el campo, se suele usar un tiempo de prueba de 7 1/2 minutos y doblar el volumen de filtrado para estimar el valor API a 30 minutos. La prueba de filtración ATAP de API siempre debe ser realizada durante 30 minutos. Los efectos térmicos y el volumen retenido por la celda hacen que la prueba ATAP de 7 1/2 minutos sea insignificante.

Figura Nº 4c: Relación entre la perdida de filtrado y la raíz cuadrada del tiempo


67

Temperatura Cuando la temperatura del lodo se incrementa, la perdida del fluido se incrementara debida a la reducción de la viscosidad del filtrado. Y si un lodo es térmicamente estable, la perdida de fluido se incrementara en la misma proporción que disminuye la raíz cuadrada de la viscosidad del filtrado. Cuando un lodo es calentado de 75 a 250 ° F, la viscosidad del filtrado disminuye por un factor de cuatro, resultando en incremento de la perdida de fluido por un factor de dos. La figura 4d muestra el efecto de la temperatura en la perdida de fluido.

Figura Nº 4d: Efecto de la Temperatura en la perdida de filtrado Presión El efecto de la presión en la perdida de filtrado es en gran manera controlada por el contenido coloidal de sólidos en el lodo. Si los sólidos en el revoque son deformables con la presión, como las partículas de arcilla hidratables; el incremento de la presión causara una disminución de la permeabilidad del revoque, lo cual provoca un disminución de la perdida de filtrado. Si los sólidos son rígidos como la arena y limos, la permeabilidad no se reducirá bajo presión y el efecto total de la presión se reflejara en la perdida de filtrado.


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PRUEBA DE FILTRACIÓN ESTÁTICA

Figura Nº 4d Estas pruebas son usadas para indicar la calidad del revoque y el volumen de perdida de fluido de un lodo de perforación bajo condiciones especificas. Las características de la filtración son afectadas por los tipos de y cantidades de sólidos y interacciones sus físicas y químicas. Para la realización del experimento se tienen los equipos mostrados en las figuras 4d y 4e. El primero operado con cartuchos de dióxido de carbono y el segundo operado con un botellón de aire comprimido.


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Figura Nº 4e: Partes del Equipo Filtro Prensa

PROCEDIMIENTO Determinación del volumen de filtrado

1. Arme el equipo como se muestra en la Figura 4e (que será el equipo a utilizar), después de llenar la celda con lodo recién agitado hasta un centímetro del borde superior.

2. Asegure el conjunto armado en el soporte y ajuste la unidad con el tornillo de

seguridad.

3. Coloque una probeta de 25 ml en el soporte, debajo del tubo de descarga.

4. Abra la válvula de seguridad del botellón ajustando con la válvula de regulación con una presión de 100 ± 5 psi ó 7 ± 0.3 Kg/cm2. Verificar en 30 segundos si existe alguna fuga. Si la hay cierre válvulas y revise conexiones. Si no existe fugas cronometrar el tiempo desde ese momento.

5. Mida el volumen cada 30 segundos para un tiempo de prueba de 7.5 minutos.

6. Después de los 7.5 minutos cierre paulatinamente la válvula de seguridad y

vuelva la válvula de regulación a su posición máxima.

7. Mida el volumen final de filtrado en [] ± 0.1 cm3 de aproximación. Reportar el volumen de filtrado en cm3 / 7.5 minutos


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Determinación del espesor del revoque

1. Desajustar el tornillo de seguridad y retire el deposito, desarme el equipo y deshágase del lodo.

2. Tenga cuidado al despegar el papel filtro con el revoque, y lave este con una

ligera corriente de agua y de ser necesario deje secar el revoque por una media hora.

3. Mida el espesor del revoque con un vernier y repórtelo en ?/32 in.

CÁLCULOS Calcule el volumen de filtrado para 30 minutos. Grafique:

El volumen de filtrado versus tiempo El volumen de filtrado versus la raíz cuadrada del tiempo

CUESTIONARIO

1. ¿Cuándo ocurre la filtración dinámica?

2. ¿Cuándo ocurre la filtración estática y como se mide?

3. Describa los aditivos usados para el control de filtrado.

4. ¿Cuando se puede realizar una prueba HPHT?

5. ¿Cuál es la diferencia entre las pruebas API LPLT y HPHT?

6. ¿Cuál seria un espesor aceptable para el revoque?

7. ¿Cuál es la diferencia entre la perdida de filtrado de un lodo base agua y base

aceite?


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EXPERIMENTO Nº 4 Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___

DETERMINACIÓN DEL FILTRADO Y EL REVOQUE

TIEMPO VOLUMEN DE FILTRADO [ml] t [s] Lodo 1 Lodo 2

t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 t10 t11 t12 t13 t14 t15 ttotal


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CONTENIDO DE

LÍQUIDOS Y SÓLIDOS OBJETIVO Determinar el contenido en líquidos y sólidos de un fluido de perforación. RESUMEN TEÓRICO En general el fluido de perforación es una mezcla compuesta por una fase continua formada por el líquido y por una fase discontinua formada por sólidos y líquidos en suspensión. La adecuada medición del contenido de agua, aceite y sólidos provee información fundamental para el control de las propiedades del lodo y es esencial para la evaluación del equipo de control de sólidos. Como ya se explico en la primera parte de esta guía, existen básicamente tres tipos de fluidos de perforación:

1. Lodos base agua 2. Lodos base aceite 3. Lodos neumáticos

Los sistemas de lodo base aceite pueden clasificarse en:

1. Sistemas Convencionales, 2. Sistemas de filtrado relajado, 3. Sistemas mejorados Reológicamente, 4. Sistemas 100% aceite, y 5. Sistemas de alto porcentaje de agua.

Cada uno de estos con aplicaciones especificas en las operaciones de perforación y completación de pozos. Las propiedades de estos sistemas pueden ser influenciadas por el contenido de sólidos, relaciones de liquido/liquido (relación petróleo-agua RPA), tipo y concentración de emulsificante, así como presión y temperatura de fondo pozo. Relaciones: Relación Agua – Petróleo (RPA) O relación agua – aceite (RAA), esta definida como la relación del porcentaje en volumen de petróleo o aceite y el porcentaje en volumen de agua.

Agua

PetroleoRPA

%%

====


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Relación Sólido – Petróleo (RSP) Es la relación existente entre el contenido porcentual en volumen de los sólidos y el porcentaje en volumen de petróleo o aceite presente en el lodo.

Petróleo

SólidoRSP

%%

====

Relación Sólido – Agua (RSA) Es la relación existente entre el contenido porcentual en volumen de los sólidos y el porcentaje en volumen de agua presente en el lodo.

Agua

SólidoRSA

%%

====

DESCRIPCIÓN DE EQUIPO Retorta (Figuras Nº 5a y 5b): esta compuesta por una cámara aislante con capacidad de calefacción, una copa o vaso de muestra, una cámara de evaporación, un condensador y una probeta graduada para determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de perforación. Se coloca una muestra de lodo (retortas de 10, 20 ó 50 ml están disponibles) dentro del vaso y se añade la tapa para expulsar parte del líquido. Esto garantiza un volumen correcto. La muestra es calentada hasta que los componentes líquidos se vaporicen. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro graduado que suele ser graduado en porcentajes. El volumen de líquido, petróleo y agua se mide directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados restando de 100% o leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro.

Figura Nº 5a: Kit de Retorta


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PROCEDIMIENTO Preparación de la muestra Al no tener un lodo emulsionado en laboratorio, se recomienda preparar un lodo que simule una muestra de campo de la siguiente manera:

1. Colocar 50 ml de lodo recientemente agitado en un embudo de separación de 100 ml.

2. Agregar 10 ml de aceite, diesel o petróleo al embudo y dos gotas de agente

humectante.

3. Cerrar el embudo con su tapa y agitar suavemente.

Figura Nº 5: Equipo de Retorta RETORTA

1. Dejar que la muestra de lodo se enfríe (si es necesario) a la temperatura ambiente.

2. Desmontar la retorta y lubricar las roscas del vaso de muestra con grasa para

altas temperaturas. Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar casi hasta


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el nivel máximo. Colocar la tapa del vaso de muestra (copa) girando firmemente y escurriendo el exceso de fluido para obtener el volumen exacto (se requiere un volumen de 10, 20 ó 50 ml). Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y las roscas.

3. Llenar la cámara de evaporación con virutas finas de acero y luego atornillar el

vaso de muestra a la cámara de evaporación. Las virutas de acero deberían atrapar los sólidos extraídos por ebullición. Mantener el montaje vertical para evitar que el lodo fluya dentro del tubo de drenaje.

4. Introducir o atornillar el tubo de drenaje dentro del orificio en la extremidad del

condensador, asentándolo firmemente. El cilindro graduado (probeta) que está calibrado para leer en porcentajes debería estar sujetado al condensador con abrazaderas.

5. Enchufar el cable de alimentación en el voltaje correcto, accione el interruptor

de encendido y mantenga la unidad encendida hasta que termine la destilación, lo cual puede tardar 25 minutos según las características del contenido de petróleo, agua y sólidos.

6. Dejar enfriar el destilado a la temperatura ambiente.

7. Leer os volúmenes de agua y petróleo de la probeta graduada. (de existir

sólidos en la probeta se debe repetir la prueba. O si aparece una banda intermedia de emulsión en la probeta, caliente esta a unos 120 ° F para eliminar dicha banda)

8. Al final de la prueba, enfriar completamente, limpiar y secar el montaje de

retorta.

9. Hacer circular un producto limpiador de tubos a través del orificio del condensador y del tubo de drenaje de la retorta para limpiar y mantener íntegro el calibre de los orificios.

Los porcentajes en volumen de agua, petróleo y de sólidos se pueden determinar de la siguiente manera:

(((( ))))PetroleoAguaSolidos

LododeVolumen

AceitedemedidoVolumenPetroleo

LododeVolumen

AguademedidoVolumenAgua

%%%100%

%100%

%100%

++++−−−−====

××××====

××××====

OBSERVACIÓN: No permitir que el tubo de drenaje quede obturado.


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Análisis del porcentaje en volumen de sólidos, método de pesaje (cálculo basado en la diferencia de pesos usando una retorta convencional)

1. Equipo necesario:

Balanza de lodo. Retorta convencional de 20 cm3 (del tipo de horno). Balanza analítica con una precisión de ±0,01 g.

2. Se toman cuatro medidas: A. Peso del lodo. B. Peso de la retorta (incluyendo las virutas de acero y el vaso). C. Peso de la retorta con lodo entero. D. Peso de la retorta con los sólidos del lodo.

Procedimiento

1. Preparar la retorta con las virutas de acero y el vaso de muestra. Determinar el peso en gramos. Éste es el valor B.

2. Desmontar la retorta y añadir lodo para llenar el vaso de muestra. No se

requiere medir el volumen ni usar la tapa porque los volúmenes son calculados durante este procedimiento de pesaje. Pesar la retorta reensamblada. Éste es el valor C.

3. Operar la retorta normalmente, captando el destilado (agua y cualquier

cantidad de petróleo).

4. Dejar enfriar la retorta y pesar de nuevo el montaje. Éste es el valor D.

5. Calcule el porcentaje de sólidos de la siguiente manera:

SólidosdeaVolumetricFracciónSólidos

BC

DCMWBCSólidosdeaVolumetricFracción

××××====

−−−−

−−−−××××××××−−−−−−−−====

100%

)(11994.0)(


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CÁLCULOS

1. Calcule los porcentajes de agua, aceite y sólidos.

2. Determine los porcentajes de agua, aceite y sólidos con el método de pesaje y encuentre diferencia porcentual de los métodos mencionados.

3. Determine las relaciones RPA, RSP y RSA.

4. Para lodos de agua fresca se puede realizar una medición relativa del contenido

de Bentonita y Barita, como lo muestra la siguiente tabla:

Tabla Nº 5a: Alta y Baja gravedad especifica de sólidos en fluidos de perforación

Determine el porcentaje en peso mediante un balance de materia y compárelos con los porcentajes de la tabla 5a

CUESTIONARIO

1. Describa las características y aplicaciones de los siguientes sistemas de lodo base aceite:

a. Sistemas Convencionales, b. Sistemas de filtrado relajado, c. Sistemas mejorados Reológicamente, d. Sistemas 100% aceite, y e. Sistemas de alto porcentaje de agua.

2. ¿Cuál es la diferencia entre una prueba de Retorta para un fluido base agua y

uno base aceite? 3. ¿Cuál es el procedimiento para la verificación de la copa de retorta?

4. ¿Qué problemas están relacionados con una alta concentración de sólidos en las

operaciones de perforación?


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CONTENIDO DE SÓLIDOS Y LÍQUIDOS

VOLUMEN [ml] AGUA ACEITE SÓLIDOS

LODO 1 LODO 2

PORCENTAJE EN VOLUMEN % AGUA % ACEITE % SÓLIDOS

LODO 1 LODO 2

LODO DENSIDAD [PPG]

LODO 1 LODO 2


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CONTENIDO DE ARENA

OBJETIVO Determinar el contenido de arena de un fluido de perforación base agua. RESUMEN TEÓRICO El adecuado contenido de sólidos (incluyendo sólidos aportados por la formación atravesada así como los sólidos propios del lodo) en el fluido de perforación es un aspecto clave para el desarrollo normal de las operaciones de perforación. Pues un contenido excesivo de estos sólidos causaría problemas en el control de las propiedades del lodo como en su rendimiento. El control de sólidos se realiza mediante la unidad de control de sólidos que separa del lodo los sólidos indeseables. Este Sistema esta constituido por una serie de equipos mecánicos, tales como: zarandas, hidrociclones, centrifugas, etc. (los cuales fueron descritos en la primera parte de esta guía) El control de la eficiencia de separación de sólidos en el UCS (Unidad de Control de Sólidos) se realiza mediante el análisis de muestras a la salida de los equipos de separación. Este análisis de sólidos contempla pruebas estándar tales como:

1 Contenido de arena (Arenómetro) 2 Contenido total de sólidos, agua y aceite (Retorta) 3 Capacidad de intercambio catiónico (MBT)

El control periódico del contenido de arena en el lodo de perforación es importante por que la presencia excesiva de arena podría resultar en problemas como: un revoque muy grueso (lo que provocaría problemas de pega de tubería y pistoneo) o la deposición de arena en la herramienta cuando se para la circulación. Además causaría una excesiva abrasión en las partes de la bomba y en las conexiones de la tubería. Arena: por definición del API, abarca las partículas de tamaño mayor que una malla 200 (74 micrones). Si esas partículas fueran en realidad arena de acuerdo a la definición geológica (cuarzo y Sílice) podrían ser considerablemente abrasivas. Determinación del contenido de arena: el contenido de sólidos es determinado mediante:

1. lavado por decantación, 2. sedimentación o 3. análisis por tamizado.

De los tres métodos el análisis por tamizado es el preferido debido a su confiabilidad y simplicidad del equipo. El volumen de arena incluyendo el espacio entre los granos se mide y expresa en porcentaje en volumen del lodo.


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DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO (ARENÓMETRO)

Figura Nº 6a: Arenómetro El juego de determinación del contenido de arena “Arenómetro” (Figuras 6a y 6b) se compone de una malla de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%. PROCEDIMIENTO Preparación de la muestra: Para simular una muestra de lodo con arena se procederá de la siguiente manera:

1 Mezcle en un vaso de precipitado 150 ml de lodo recientemente agitado y 2 gramos de arena fina.

2 Remover la mezcla hasta conseguir una mezcla homogénea.

Medición del contenido de arena

1. Llenar de lodo el tubo medidor de vidrio hasta la marca señalada. Añadir agua hasta la siguiente marca. Tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar enérgicamente.

2. Verter la mezcla sobre la malla, añadir más agua al tubo, agitar y verter de

nuevo sobre la malla. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara. Lavar la arena retenida por la malla.


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Figura Nº 6b: Partes del Arenómetro

3. Colocar el embudo en la parte superior de la malla. Introducir la extremidad del embudo dentro del orificio del tubo de vidrio. Usando un chorro fino de agua pulverizada, enjuagar la malla para arrastrar la arena dentro del tubo. Esperar que la arena se asiente. Usando las graduaciones del tubo, leer el porcentaje de volumen de arena.

CÁLCULOS

• Reporte el contenido de arena en porcentaje en volumen.

• Realice una comparación entre el porcentaje en volumen hallado con el Arenómetro y el calculado mediante un balance de materia.

CUESTIONARIO

1. ¿Qué síntomas presenta el lodo debido al exceso de sólidos? 2. ¿Cuál es el tratamiento que se debe seguir? 3. ¿Qué entiende por floculación, Dewatering y defloculación química? 4. ¿Cuál es su relación con la unidad de control de sólidos?


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DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE ARENA

LODO PORCENTAJE EN VOLUMEN [%V]

LODO 1

LODO 2


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DETERMINACIÓN DE LA

CONCENTRACIÓN IÓNICA DE HIDRÓGENO (PH)

OBJETIVO Determinar el pH de un fluido de perforación base agua usando el método del papel (colorimétrico). RESUMEN TEÓRICO La medición en el campo del pH del fluido de perforación (o filtrado) y los ajustes del pH son operaciones críticas para el control del fluido de perforación. Las interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos componentes y la eficacia de los aditivos dependen del pH, al igual que en el control de los procesos de corrosión causada por ácidos y el sulfuro. Se usan dos métodos para medir el pH del lodo de perforación base agua dulce: un método colorimétrico modificado, usando tiras de prueba con refuerzo de plástico (palillos); y el método potenciométrico, usando el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. PAPEL PH (PALILLOS INDICADORES) El método de tira de plástico se usa frecuentemente para medir el pH en el campo, pero no constituye el método preferido. Este método sólo es fiable para los lodos base agua que tienen una composición muy simple. Los sólidos del lodo, las sales y los productos químicos disueltos, y los fluidos de color oscuro causan errores en los valores indicados por las tiras de plástico indicadoras de pH.

Figura Nº 7a: Papel de medida del pH

DESCRIPCIÓN - PAPEL PH. Los palillos indicadores de pH están revestidos con indicadores cuyo color depende del pH del fluido donde se introducen los palillos. Se proporcionan tablas de colores estándar para fines de comparación con el palillo de prueba, lo cual permite estimar el pH con una precisión de ± 0,5 sobre todo el rango de pH.


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PROCEDIMIENTO. • Colocar un palillo indicador de pH en el lodo y dejarlo hasta que el color se

estabilice, lo cual requiere generalmente menos de un minuto. Enjuagar el palillo con agua desionizada.

• Comparar los colores del palillo con el patrón de color proporcionado y estimar el pH del lodo.

• Ajustar el pH del lodo a la unidad de pH más próxima. MEDIDOR DE PH.

Figura Nº 7b: Medidor electrónico de pH DESCRIPCIÓN - EQUIPO. • Medidor de pH. • Electrodo de vidrio medidor de pH. • Soluciones amortiguadoras (pH 4, 7 y 10). PROCEDIMIENTO.

1. Colocar la muestra de lodo en un matraz (antes agitar la muestra para que este uniforme).

2. El electrodo del peachimetro se encuentra en una solución buffer para evitar

que se dañe.

3. Sacar el electrodo de la solución buffer y lavarlo con agua despacio, luego secarlo muy suavemente e introducirlo en la muestra de lodo.


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4. Una vez introducido el electrodo del peachimetro en la muestra de lodo agitar con el electrodo la muestra de lodo y recién encender el peachimetro. Evitar que el electrodo choque con las paredes del recipiente.

5. Dejar por unos minutos el electrodo en la muestra de lodo y esperar que la

lectura se estabilice. Una vez estabilizada la lectura de la pantalla del peachimetro leer y anotar el pH correspondiente.

Después de medir el pH del lodo lave el electrodo con agua y secarlo suavemente y introducirlo en la solución buffer. CUESTIONARIO

1. ¿Entre que rangos de pH debe estar el lodo de perforación?

2. Indique cinco razones por las cuales es necesario mantener un pH adecuado.

3. Ciertos aditivos orgánicos necesitan de cierto valor en el pH para funcionar

correctamente ¿Qué valor es ese?

4. Si en la perforación se anticipa un medio que contiene acido sulfhídrico ¿Con

que valor de pH se debe trabajar?

5. Indique los problemas relacionados con la presencia de dióxido de carbono,

además indique que compuestos se forman por la presencia de este

contaminante y como afecta a las operaciones de perforación.

6. Si existe contaminación de dióxido de carbono, explique los métodos estándar

para su tratamiento.

7. Un pH arriba de 11.5 debe ser evitado a menos que se este perforando con

cierto tipo de lodo. ¿Qué tipo de lodo es este?

8. ¿Cuándo resulta inútil la medida del pH por el método colorimétrico?


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BIBLIOGRAFÍA

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• Drilling Engineering; Baker Hughes

• Fluids Facts (Petroleum, Oil, Gas); Baker Hughes.

• Drilling Fluids Handbook; MI Swaco.

• Well Control; WCS.

• Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering;

Lyions and Plisga.

• Drilling Manual; Saudi Aramco.

• Drilling Fluids Handbook; Baroid.

• Fluidos de Control; PEMEX.

• Well Engineering & Construction; Hussain Rabia.

• Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids 5th

Edition; Darley and Grey.

• Drilling Fluids Processing Handbook; ASME Shale Shaker

Committee.

• Drilling Fluids Operations Manual; Eni.

• Drilling Fluids Technology; Max R.

• Formulas Calculations for Drilling Production Workover; Norton.

• Drilling Engineering; Dipl & Prassl.

• Air and Gas Drilling Manual; Lyions and Seidel.

• Drilling Engineering Course; Ing. Schubert.

• Apuntes de Clase; Ing. Wilson Medinaceli.

• Practicas de Campo; Irene Villalobos, Ricardo Ortega.

• Guia de laboratorio; Omar Salcedo.


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ANEXO 1


88

LISTADO GENERAL DE LAS PRACTICAS RECOMENDADAS PARA FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA Y PETRÓLEO, SEGÚN LA

API.


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91


92

(Cualquier sugerencia respecto de esta guía, por favor hágala

llegar a las siguientes direcciones electrónicas: [email protected] o [email protected])

guia de fluidos de perforaciÓn

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