Introducción a los Fluidos de Perforación Presenta: Luis Marcos Cárdenas Salazar Coordinador Perforación Unidad Operativa de Perforación Poza Rica-Altamira 30 de Junio de 2021 Ejemplo de Reporte Diario de Condiciones de Fluido Estado Mecánico Programado VENTANA OPERATIVA Formato Universal de Seguimiento del pozo Coyula 3164 Producción Comprometida Qo= 300 bpd Qg= 0.342 MMpcd Costo Prog. Costo Real Actividad 23.389 MM$ MM$ DTI C olumna geológica Prog. G radientes Inicio Prog. Término Real y/o Proyect. A sentamiento TR Prog. Real Normal NPT (días) (días) (días) (días) ICO m/día Eficic. Equipo Próxima Intervención 9.00 Prog Real 214.11 Sin dato Sin dato Coyula 3146 1000 2 Es. Chapopote 7 5/8" 350 md 500 500 Em. Guayabal 1 0 7 5/8" 350 md 500 0.00 A vance d iario d e operaciones 0 0 Es. Chapopote 0.00 Real Real 0 0.00 Em. Guayabal 1000 1000 Poro Colapso Chicontepec 1500 Chicontepec 1500 Fractura 1500 Shmin D. Plan D. Real High Energy Sobrecarga 2000 Pechi-A Pechi-A PT PT 2000 Real 5 1/2" 1927 md 5 1/2" 1927 md 2000 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Definición EL FLUIDO DE PERFORACIÓN SE DEFINE DE ACUERDO AL API , COMO: “EL FLUIDO DE CIRCULACIÓN USADO EN LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN ROTATORIA, EMPLEADO PARA CUMPLIR UNA O TODAS LAS FUNCIONES REQUERIDAS DURANTE ESTA OPERACIÓN”. CARACTERÍSTICAS PROPORCIONA PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DE ACUERDO A LAS CONDICIONES OPERATIVAS FUNCIONES 1 .- TRANSPORTE DE LOS RECORTES A LA SUPERFICIE Eliminar los Recortes del fondo Pozo. Tamaño forma y densidad de los recortes Velocidad de penetración Rotación de la sarta Viscosidad y densidad del fluido Velocidad anular Transporte de sólidos en líquidos 2 .- CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACION Densidad del lodo = Presión hidrostática Controlar los Fluidos de formación. Zonas depresionadas Zonas de alta presión. 3.- SUSPENSIÓN DE RECORTES Y MATERIAL DENSIFICANTE. Impedir el asentamiento durante los viajes y las conexiones. Impedir el empacamiento cuando no hay circulación. Permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos 4 .- MANTENER LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO Erosión mecánica del pozo Flujo turbulento en el espacio anular. Velocidades de corte de la tobera . Arcillas Hidratables Lodos base agua inhibidos Lodos base aceite Calidad del agujero 5 .- OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES Fluir a través de formaciones porosas Enjarre de baja permeabilidad Arenas. Formaciones fisuradas. Fracturas. 6 .- TRANSMITIR IMPACTO HIDRÁULICO A LA BARRENA Proporcionar suficiente energía para la barrena. Limpiar por debajo de la barrena antes de moler de nuevo los recortes ( Toberas). Optimizar la Hidráulica de la barrena : Fuerza de Impacto ( 30 – 50 Gal/in) Velocidad de las Toberas ( 350 – 450 ft/seg) 7 .- MINIMIZAR EL DAÑO A LA FORMACION Impedir el bloqueo de las gargantas de poro Impedir el bloqueo por emulsión No cambiar la humectación natural de la formación. Impedir la hidratación y el hinchamiento de las arcillas en las zonas productoras. Minimizar los daños superficiales. 8 .- ENFRIAR Y LUBRICAR LA BARRENA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN Intercambiador de temperatura Reducir el coeficiente de fricción. 9 .- EFECTO DE FLOTACIÓN DE LA SARTA Y TR Empuje igual al peso del fluido desplazado. Efecto de flotación relacionado con el peso del lodo 10 .- FACILITAR LA EVALUACION DE LA FORMACION Evitar zonas lavadas excesivas Compatibles con los registros necesarios 11 .- CONTROLAR LA CORROSION Agentes corrosivos Oxígeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Secuestrante, neutralizar a los agentes corrosivos. 12 .- FACILITAR LA CEMENTACION Y TERMINACIÓN Lodo fácilmente desplazado sin canalización Enjarre fino, fácil de eliminar Los aditivos del lodo no deberán afectar la química del cemento. Propiedades básicas de un fluido de perforación, “ IMPORTANCIA VITAL “ Densidad Reología Pérdida de fluido Inhibición Contenido de Sólidos Deben lograrse en el marco de un ambiente ecológico, seguro efectivo desde el punto de vista de costos. PROPIEDADES FÍSICO – QUÍMICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Densidad del Lodo Propiedades Reológicas Viscosidad de Embudo Viscosidad Plástica Punto de Cedencia Resistencia de Gel pH y Alcalinidad del Lodo Caracteristicas de Filtración API , APAT ( HT – HP ) Análisis del Filtrado Alcalinidad : Pm, Pf, Mf Contenido de Sal ( Cloruros) Contenido de Calcio Análisis de Sólidos Contenido de Arena Contenido Total de Solidos LGS : Sólidos de baja gravedad HGS : Sólidos de alta gravedad Contenido de Aceite Contenido de Agua Capacidad de Intercambio Catiónico. Estabilidad Eléctrica Alcalinidad en Fluidos Inversos Salinidad en Fluidos Inversos Densidad • Por convención se llama a la densidad, peso del lodo. – Las unidades son ppg o g/cm3 • Una medición correcta y frecuente es esencial. – Mantener limpia la balanza – Revisar la calibración diariamente • Hay dos tipos de balanza. – Balanza Presurizada – Balanza No Presurizada • Registrar la densidad cada media hora CALIBRAR AÑADIENDO/ REMOVIENDO CARGAS DE PLOMO MANTENER LIBRE EL HUECO PARA LA EXPULSIÓN DE LODO RELOJ DE VISIÓN BARRA DE ESCALA PESO DESLIZANTE Densidad Balance de las Presiones de la Formación • Entre los puntos de la tubería de revestimiento se perforarán zonas de presiones variadas. • Debe tenerse en cuenta la ECD a fin de evitar fracturar la formación. – Debe haber al menos 0.06 gr/cc de EMW entre el ECD y la Presión de Fractura (tolerancia de influjo) profundidad El peso del lodo debe estar: – Por debajo de la presión de fractura de la formación más débil – Por encima de la presión porosa más elevada observada. DENSIDAD Señales de Insuficiencia en el Peso de Lodo Gas de Fondo El pozo no se llena correctamente en Se experimenta un incremento del arrastre en las conexiones y viajes Ganancia de fluido Fluido de formación que penetra la boca del pozo. (El pozo fluye o produce manifestaciones) Incremento en el registro de gases Los recortes podrían liberar gas. Tiempo los viajes El fluido de la formación es barrido hacia el agujero Gas de viaje visto en fracciones después de un viaje Gas de conexión Gas de conexión Un incremento del gas de fondo podría ser provocado por un aumento del espacio poroso en los recortes o por una presión de formación aumentada. Circular las fracciones hacia arriba para observar la diferencia %o unidades del nivel de gas Viscosidad - Limpieza del Agujero • La viscosidad es la resistencia del fluido a fluir. • Se requiere viscosidad además de la tasa de flujo para limpiar el agujero. • Viscosidad Las unidades pueden ser en dinas/cm2, Pascales, Centipoises Instrumentos Usados para Medir la Viscosidad • Embudo de Marsh – Los resultados dependen mucho de la temperatura – Usado para indicar tendencias • Viscosímetro Fann – Puede medir diferentes esfuerzos cortantes a diferentes tasas de corte – Debe usarse con una termocopa a fin de tener lecturas a temperaturas establecidas – Se usa también para medir esfuerzos gel. Llenar lodo hasta la marca Resorte de torsión Bob Camisa de rotación de velocidad variable Modelos reológicos de comportamiento de Fluidos CLASIFICACIÓN REOLÓGICA DE LOS FLUIDOS Reología . Estudio de la deformación y flujo de la materia Newtonianos. Viscosidad constante Tixotrópicos Fluidos Dependientes del tiempo No Newtonianos. Viscosidad variable Reopépticos Plástico de Bingham Independientes del tiempo Pseudoplásticos Dilatantes FLUIDOS NO NEWTONIANOS INDEPENDIENTES DEL TIEMPO Esfuerzo de Corte (libras/100 pies2. Dilatante Plástico de Bingham y Ley de Potencias K n K = índice de consistencia n = índice de comportamiento de flujo n = 1 Newtoniano n < 1 Pseudoplástico Pseudoplástico n > 1 Dilatante Plástico de Bingham Velocidad de corte (s-1). Modelo Plástico de Bingham - L.300 (cps) La viscosidad plástica se debe al tamaño y presencia física en el fluido de cualquier sólido o gota emulsificada. La VP debe ser lo más baja posible A fin de reducir la VP se reduce los sólidos Punto de Cedencia (YP)= L.300 – VP (=) (lbs/100 ft2) El punto de cedencia es la resistencia al flujo debido a la atracción química entre las partículas. A fin de incrementar el YP añadir productos con fuerzas de atracción. Esfuerzo de corte VP = L.600 3 VP y Velocidad de corte ( • Es el índice de flujo de la ley exponencial e indica el grado de comportamiento no Newtoniano . n debe ser lo más baja posible, la viscosidad efectiva disminuye con la tasa de corte valores n bajos dan perfiles de flujo uniformes Los aditivos con fuerzas de atracción reducen a n K = (5.11*(L.300 ))/ (511n ) – K es el índice de consistencia e indica la viscosidad de la fase líquida y contenido de sólidos. = Kn Tasa de corte ( Presión cortante n = 3.32 log (L.600 ) / (L.300) (adimensional) Presión cortante Modelo de la Ley Exponencial n K Log de tasa de corte ( Modelo Ley Exponencial Modificado Modelo que combina plástico de Bingham n = 3.32 log (adimensional) (L.600-G0 ) / (L.300-G0) Esfuerzo de corte y ley de Potencias. = o + Kn Velocidad de corte ( K = (L.300-G0 ))/ (300n ) Esfuerzos de Gel • Es la medida de las fuerzas de atracción bajo condiciones estáticas Progresivas Geles (libras/100 pies2 • Se refieren al incremento de la viscosidad a una tasa de corte cero Planas Buenas • Se mide después de los : – 10 segundos – 10 minutos – 30 minutos Frágiles Tiempo (minutos). Efectos de la Viscosidad Excesiva Incremento de la presión de la bomba Aumento del riesgo de sondeo/surgencia en el agujero Pérdida de lodo en las temblorinas Poca eficiencia del equipo de control de sólidos Riesgo aumentado de fracturar la formación, especialmente con esfuerzos de geles altos Efectos de una Viscosidad Baja Limpieza deficiente del agujero Camas de recortes Degradación de los recortes Sobrecarga del espacio anular que incrementa la hidrostática Erosión aumentada si el fluido está en flujo turbulento Asentamiento de barita Filtrado • Paso de filtrado ( Fase continua ) hacia la formación debido a la presión diferencial . • Los sólidos en el lodo generalmente forman un enjarre que previene la pérdida de fluido a la formacion, éste debe ser : – Delgado, compresible, excelente adherencia a la formacion. – Poseer baja permeabilidad - corregir distribución de sólidos. – Flexibilidad y Lubricidad - Tener un coeficiente de fricción bajo. Tipos de Filtrado • Filtración Dinámica – Se forma un enjarre hasta que la tasa de erosión iguala a la tasa de deposición . – Cuando el enjarre alcanza un espesor ( grado) de equilibrio la pérdida de fluido es constante. • Filtración Estática – Crecimiento del enjarre con el tiempo. – Tasa de filtración continúa disminuyendo. – El enjarre estático es más grueso que el enjarre dinámico. – La tasa estática de filtración es menor Velocidad de Filtración Consecuencias • Una velocidad muy baja generará: – Una ligera reducción de la ROP • Una tasa muy alta provocará: – Daños a la formación, yacimientos y arcillas . – Enjarres gruesos provocarán : • Pegadura diferencial • Arrastre excesivo • La velocidad de filtración debe ajustarse a fin de lograr una equivalencia con la ROP de acuerdo a la formación encontrada en el intervalo . Inhibición • Reducir la hidratación o dispersión de arcillas y lutitas por medios químicos y fisicos. • Un 60% de las rocas sedimentarias del mundo son Lutitas - la mayoría requieren cierto grado de inhibición. • Generalmente el tipo de fluido de perforación usado se basa en el nivel de inhibición requerido. Inhibición Insuficiente • Hidratación de Arcillas – Aumenta el torque y arrastre – Tiempo de viaje aumenta – Embolamiento de la herramienta – Pegadura de tubería o tubería revestimiento • Dispersión ( desintegración) ) de arcillas – Derrumbes - limpieza pobre del agujero – Viscosidad aumenta – Falta de eficiencia en la remoción de sólidos – Incremento en los costos de lodo “ La dispersión (desintegración) de arcillas es el estado siguiente a la hidratación de las mismas “ Inhibición Insuficiente Estabilizador embolado Barrena embolada. FACTORES QUE AFECTAN LA SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 1.- Aplicación Perforación del Intervalo Superficial Perforación del Intervalo Intermedio Perforación del Intervalo Productor 2.- Geología Tipo de lutita Tipo de Arena .- Permeabilidad Otros Tipos de Formaciones .- Rocas Carbonatadas : Caliza, Dolomía Sales 3.- Datos de Perforación Profundidad del pozo Diámetro del Pozo Angulo del Pozo Torque - Arrastre Velocidad de Penetración Peso del Lodo Temperatura Máxima 4.- Problemas Potenciales Problema de Lutitas Embolamiento de la Barrena / Hta. de Fondo Pegadura de la Tubería Pérdida de Circulación 5.- Equipo de Perforación / Plataforma Localización Remota Capacidad Superficial Limitada Capacidad de Mezcla Bombas de Lodo Equipos de Control de Sólidos 6.- Contaminación Sólidos Gases Ácidos ( CO2 , H2S ) Anhidrita / Yeso Sal TIPOS DE ADITIVOS DISPERSANTES VISCOSIFICANTES ALCALINIZANTES REDUCTORES DE FILTRADO DESPEGADOR DE TUBERÍA LUBRICANTES REDUCTORES DE CALCIO SECUESTRANTE DE ÁCIDO SULFHIDRICO ESTABILIZADORES TERMICOS EMULSIFICANTES DESESPUMANTES CONTROLADORES DE PERDIDA DE CIRCULACION BACTERICIDAS HUMECTANTES FLOCULANTES DENSIFICANTES ESPUMANTES INHIBIDORES DE CORROSION DISPERSANTES O DEFLOCULANTES EL PROPÓSITO PRINCIPAL ES REDUCIR LA ATRACCIÓN (FLOCULACIÓN) DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA QUE CAUSAN ALTAS VISCOSIDADES Y ESFUERZOS DE GELATINOSIDAD. MATERIALES: LIGNOSULFONATOS LIGNITOS LIGNITOS MODIFICADOS VISCOSIFICANTES INCREMENTAN LA VISCOSIDAD PARA MEJORAR LA LIMPIEZA DEL AGUJERO Y LA SUSPENSIÓN DE LOS SÓLIDOS DEL FLUIDO Y LOS RECORTES. BENTONITA . ARCILLAS ORGANOFÍLICAS GOMA XANTANA GOMA GUAR CARBOXIMETILCELULOSA POLIACRILAMIDAS HIDROXIETIL CELULOSA CELULOSA POLIANIÓNICA ALCALINIZANTES PRODUCTOS USADOS PARA EL CONTROL DEL GRADO DE ACIDEZ O ALCALINIDAD DE UN FLUIDO SOSA CÁUSTICA CAL CARBONATO DE SODIO BICARBONATO DE SODIO AMINAS REDUCTORES DE FILTRADO DISMINUIR LA PÉRDIDA DE FLUIDO, A MEDIDA QUE LA TENDENCIA DEL LÍQUIDO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN PASA A TRAVÉS DEL ENJARRE DENTRO DE LA FORMACIÓN. BENTONITA LIGNOSULFONATOS LIGNITOS ALMIDONES GILSONITA CARBOXIL METIL CELULOSA CELULOSA POLIANONICA DESPEGADORES DE TUBERÍA SE COLOCAN O INYECTAN EN EL ÁREA EN QUE SE SOSPECHA QUE ESTÁ PEGADA LA TUBERÍA PARA REDUCIR LA FRICCIÓN E INCREMENTAR LA LUBRICIDAD, PROPICIANDO LA LIBERACIÓN DE LA TUBERÍA PEGADA JABONES ACEITES SURFACTANTES LUBRICANTES ESTOS PRODUCTOS SON DISEÑADOS PARA REDUCIR EL COEFICIENTE DE FRICCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN DISMINUYENDO EL TORQUE Y EL ARRASTRE DIESEL ACEITES SINTETICOS, MINERALES Y VEGETALES. JABONES REDUCTORES DE CALCIO LOS MATERIALES UTILIZADOS PARA REDUCIR EL CONTENIDO DE CALCIO EN EL AGUA, TRATAMIENTOS DE CONTAMINACIÓN CON CEMENTO, EFECTOS DE CONTAMINACIÓN CON ANHIDRITA Y YESO (AMBAS FORMAS DE SULFATOS DE CALCIO). CARBONATO DE SODIO (SODA ASH) BICARBONATO DE SODIO. SAPP (PIROFOSFATO ÁCIDO DE SODIO) SECUESTRANTES DE H2S ESTOS MATERIALES AYUDAN A NEUTRALIZAR EL EFECTO CORROSIVO DEL H2S, ASÍ COMO EVITAR DAÑOS AL PERSONAL SOSA CAUSTICA POTASA CAUSTICA CARBONATO DE ZINC OXIDO DE ZINC CAL HIDRATADA EMULSIFICANTES CREAN UNA MEZCLA HETEROGÉNEA (EMULSIÓN) DE DOS LÍQUIDOS INMISCIBLES. ESTOS PRODUCTOS PUEDEN SER ANIÓNICOS (NEGATIVAMENTE CARGADOS), NO IÓNICOS (NEUTRALES), O CATIÓNICOS (POSITIVAMENTE CARGADOS). ÁCIDOS GRASOS MATERIALES A BASE DE AMINAS DETERGENTES JABONES ÁDICOS ORGÁNICOS SURFACTANTES A BASE DE AGUA ANTIESPUMANTES DISEÑADOS PARA REDUCIR LA ACCIÓN ESPUMANTE PARTICULARMENTE EN SALMUERAS LIGERAS O EN FLUIDOS SATURADOS CON SAL. ÁCIDOS GRASOS ACEITES NATURALES O SINTÉTICOS CONTROLADORES DE PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN LA FUNCIÓN PRIMARIA DE UN MATERIAL PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN, ES TAPAR LA ZONA DE PÉRDIDA HACIA EL INTERIOR DE LA FORMACIÓN PASANDO LA CARA DEL AGUJERO ABIERTO, PARA QUE LAS OPERACIONES SUBSECUENTES NO RESULTEN EN PÉRDIDAS ADICIONALES DE FLUIDO DE PERFORACIÓN. CÁSCARA DE ARROZ CÁSCARAS NATURALES FIBROSAS MICAS Y CELOFANES CARBONATO DE CALCIO BACTERICIDAS SE USAN PARA PREVENIR LA DEGRADACIÓN BACTERIAL Y LA DEGRADACIÓN DE ADITIVOS ORGÁNICOS NATURALES, COMO SON, ALMIDÓN Y GOMA XANTANA GLUTARALDEÍDO ESTABILIZADORES DE FORMACION ESTOS PRODUCTOS SE USAN PARA PREVENIR EL ENSANCHAMIENTO EXCESIVO DEL POZO Y DERRUMBE O FORMACIÓN DE CAVERNAS MIENTRAS SE PERFORA CON FLUIDOS BASE AGUA EN LUTITAS SENSIBLES. INHIBIDORES DE ARCILLA. CATIONES POLIMEROS SINTETICOS GILSONITA ASFALTO POLIACRILAMIDAS ESTABILIZADORES DE TEMPERATURA INCREMENTAN LA ESTABILIDAD REOLÓGICA Y LA FILTRACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN EXPUESTOS A ALTAS TEMPERATURAS Y PUEDEN MEJORAR SU COMPORTAMIENTO BAJO ESAS CONDICIONES. POLÍMEROS ACRÍLICOS POLÍMEROS SULFONADOS LIGNITO LIGNOSULFONATO POLIACRILAMIDAS DENSIFICANTES ALTA GRAVEDAD ESPECÍFICA SE USAN PARA CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN BARITA, SULFATO DE BARIO (G.E. = 4.2) CARBONATO DE CALCIO OXIDOS DE HIERRO SALES COMO: CLORUROS DE SODIO, POTASIO Y CALCIO HEMATITA (G.E. = 5.2) CLASIFICACIÓN TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Fluidos Base Agua. Bentonítico Polimérico No inhibido disperso Inhibido Disperso Emulsionados Baja Densidad (Emulsión Directa) Bajo contenido de Sólidos Base Aceite Emulsión Inversa 100 % Aceite Relajados Sintéticos Gases Aire Seco Niebla Espuma Fluidos aireados FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA WBM FLUIDOS BASE AGUA WBM FASE CONTINUA (mayor volumen de líquido) FASE DISPERSA (menor volumen de sólidos o líquidos) TIPO DE FLUIDO El agua integra del 60 al 90% del volumen como base en la formulación de un sistema. Bentonita, Barita, Dispersantes. Ciertos polímeros se integran del 7 al 27% de los sólidos y el 3% de lubricante líquido como volumen. La fórmula de estos tipos de fluidos se conocen como base agua. SISTEMAS BASE AGUA BENTONÍTICO DE NATURALEZA DISPERSA O NO DISPERSA ( SEGÚN SE REQUIERA) EMPLEADO EN LA PERFORACIÓN DEL AGUJERO CONDUCTOR ADITIVOS EMPLEADOS: BENTONITA. VISCOSIFICANTE Y REDUCTOR DE FILTRADO SOSA CAUSTICA. ALCALINIZANTE LIGNITO O LIGNOSULFONATO. DISPERSANTE (DE NECESARIO). SER PRIORIZAR ATENCIÓN EN LA REOLOGÍA PARA ASEGURAR LA LIMPIEZA DEL POZO Y EL ASENTAMIENTO DEL TUBO CONDUCTOR SISTEMAS BASE AGUA BENTONÍTICO APLICACIÓN PRIMARIA. INICIOS DE LA PERFORACIÓN DE CUERPOS ARENOSOS Y CONGLOMERADOS. COMO FLUIDO DE CONTROL PRIMARIO EN OPERACIONES DE REPARACIÓN Y/O TERMINACIÓN DE POZOS. MOLIENDAS DE EMPACADORES Y RESTOS DE ACCESORIOS USADOS EN LAS TERMINACIONES. POLIMÉRICO INHIBIDO SU FUNCIÓN PRINCIPAL ES LA INHIBICIÓN DE LA HIDRATACIÓN DE LUTITAS Y ARCILLAS. PRINCIPIO BÁSICO: INTERCAMBIO CATIÓNICO POR MEDIO DE K+ Y NH4+ ADITIVOS EMPLEADOS: BENTONITA. VISCOSIFICANTE PAC HV. POLÍMERO VISCOSIFICANTE PAC LV. POLÍMERO REDUCTOR DE FILTRADO XCD POLYMER. POLÍMERO VISCOSIFICANTE SOSA CAUSTICA. ALCALILIZANTE MONOETANOLAMINA. ALCALINIZANTE E INHIBIDOR CLORURO DE POTASIO. INHIBIDOR EMULSIÓN DIRECTA (BAJA DENSIDAD) ALTO CONTENIDO DE ACEITE DISPERSO EN AGUA. FLUIDO DE ALTA VISCOSIDAD CON BAJOS ESFUERZOS DE CORTE Y DENSIDADES INFERIORES A 1 g/cm3. DEBEN SER RESISTENTES A LA TEMPERATURA. EMULSIFICANTES Y POLÍMEROS. ACTUAL HASTA 150 °C. INHIBIR LA HIDRATACIÓN DE ARCILLAS HIDROFÍLICAS SISTEMAS BASE AGUA BAJO CONTENIDO DE SÓLIDOS Sistema no disperso. No contiene arcillas hidrofílicas como la bentonita, es un fluido 100% polimérico de bajo contenido de sólidos. Alta inhibición para evitar la hidratación de las arcillas del pozo y no generar inestabilidades del mismo. Mínima capacidad dispersiva para reducir al máximo la incorporación de las arcillas de la formación. SISTEMAS BASE AGUA CONTAMINACIÓN CONTAMINANTES QUÍMICOS COMUNES Cemento Anhidrita / Yeso Carbonatos - Bicarbonatos Sal Gases Acidos ( CO2 Y H2S ) SISTEMAS BASE AGUA CONTAMINACIÓN CON CEMENTO CAUSA Rebajando cemento Cemento no fraguado INCREMENTO Viscosidad de Embudo Punto Cedente Geles Filtrado pH, Pm, Pf, Mf, Ca++ Aumenta CONTAMINACIÓN CON CEMENTO TRATAMIENTO. Remover el cemento con equipo de control de sólidos. Reducir alcalinidades. (por presencia de OH-) Precipitar el ión Ca+2. CONTAMINACIÓN CON ANHIDRITA O YESO Ca++ + SO4-2 Ca SO4*2H2O Ca++ + SO4-2 Ca SO4 + 2H2O FUENTE Formación INCREMENTO Viscosidad de Embudo Punto Cedente Geles Filtrado Ca++ DISMINUCION pH, Pm, Pf, Mf, CONTAMINACIÓN CON ANHIDRITA O YESO TRATAMIENTO Precipitar el Ca+2. Incrementar la alcalinidad Soda Ash “Carbonato de Na”- tratamiento ion Ca+2. Ca2+ + Na2CO3 2Na+ + CaCO3 Incrementar la alcalinidad con NaOH. TOLERANCIA Incrementar el pH a 9.5 – 10.5 Dilución Lignosulfonato para defloculacion Si se espera grandes secciones de anhidrita, convertir a un sistema de Lodo de Yeso. (Exceso de Yeso = 23 – 30 kg/m3) CONTAMINACIÓN CON SAL Halita NaCl + H2O → Na+ + Cl- + H2O Silvita KCl + H2O → K+ + Cl- + H2O Carnalita KMgCl3*6H2O + H2O → K+ + Mg++ + 3 Cl- + 7H2O FUENTE Sal de Roca Agua de la Formación : ( Na+ , K+, Ca++, Mg++, Cl- ) CONTAMINACIÓN CON CARBONATOS Y BICARBONATOS CO2 + HOH Carbonatos CO3= Bicarbonatos HCO3- H+ + HCO3- 2H+ + CO32+ FUENTE Aire ( Atmosférico) Inyectado por las bombas, Tolvas Mezcladoras, Temblorinas y Agitadores. Intrusión de gas CO2. Sobretratamiento con Carbonato de Sodio o Bicarbonato. Barita. CONTAMINACIÓN CON CARBONATOS Y BICARBONATOS INCREMENTOS DISMINUCION Viscosidad de Embudo Punto Cedente Geles Filtrado Pm Pf Mf pH Ca++ CONTAMINACIÓN CON CARBONATOS Y BICARBONATOS TRATAMIENTO • Ajustar el pH, en el rango donde la mayoria de los CO3 existan y el calcio sea soluble (pH 10-11) • Agregue Ca+2 • pH < 10 pH 10 - 11 pH > 11 Cal: CO3-2 + Ca(OH)2 Yeso: CO3-2 + CaSO4 AGREGUE CAL AGREGUE CAL & YESO. AGREGUE YESO. CaCO3 ¯ + 2 (OH)- CaCO3 ¯ + SO4-2 CONTAMINACIÓN CON ÁCIDO SULFHÍDRICO H2S H+ + HS- 2H+ + S2- ( pH 7.0 ) FUENTE Formación Bacterias Anaerobias ( generalmente insignificante ) Agua de preparación ( generalmente insignificante ) INDICADORES Aumento de la Viscosidad, Punto Cedente y Esfuerzos de Gel Disminución del pH y las Alcalinidades. Olor Sulfuroso en la línea de flote. Oscurecimiento del lodo. CONTAMINACIÓN CON ÁCIDO SULFHÍDRICO TRATAMIENTO NaOH -- Elevar el pH del lodo ( 11-11.5.) ZnO --- Secuestrante precipita ión S- como ZnS H 2 S + Na OH S + Zn O Na HS + H 2 O. Zn S + O. FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE ACEITE OMB SISTEMAS BASE ACEITE FASE CONTINUA (mayor volumen de líquido) FASE DISPERSA (menor volumen de sólidos o líquidos) TIPO DE FLUIDO El aceite integra del 40 al 70% del volumen como base en la formación. Las salmueras de sales como calcio o sodio ocupan entre el 10 al 20% como volumen. Los emulsificantes el 5%, y de 15% a 35% de sólidos. Las fórmulas de este tipo de fluidos se conocen como base aceite. SISTEMAS BASE ACEITE EMULSIÓN INVERSA Dispersión de un líquido en otro con la condición de que ambos sean inmiscibles, como el agua y el aceite. Los emulsificantes pueden ser clasificados de manera general en dos grupos: Químicos: Ciertos jabones cálcicos. Mecánicos: Asfaltos oxidados y gilsonitas actúan como estabilizadores de emulsión mecánicos. EMULSIÓN INVERSA SISTEMAS DE TRES FASES 1.- FASE CONTINUA Diesel Aceite Mineral Aceite Mineral Mejorado 2.- FASE ACUOSA Soluciones Salinas Agua Dulce ( AW ) = 1.0 NaCl ( AW ) = 1.0 – 0.76 ( 26% - Saturación ) CaCl2 (AW ) = 1.0 – 0.39 ( 40% - Saturación ) SISTEMAS BASE ACEITE EMULSIÓN INVERSA SISTEMAS DE TRES FASES 3.- FASE SÓLIDA Material Densificante Sólidos Perforados Aditivos Insoluble ( Aditivos de control de pérdida de filtrado y control de perdida de circulación) Aditivos Solubles CaCl2 , Cal. ADITIVOS EMPLEADOS Diesel. Fase continua Emulsificante Humectante Viscosificante Reductor de filtrado Cal. Alcalinizante Agua. Fase dispersa CaCl2. Sal activa EMULSIÓN INVERSA VENTAJAS Diseñados debido a la gran sensibilidad de los fluidos base agua. • Fase continúa aceite, medio no iónico. • Alta lubricación y tensiones superficiales bajas • Mantener secos los recortes propios de las formaciones hidrofílicas LIMITACIONES Ambientales Costos Detección difícil de gases amargos debido a la solubilidad del gas. PROPIEDADES FISICO-QUÍMICAS DE FLUIDOS BASE ACEITE Densidad. Viscosidad Marsh Reologías (Viscosidad aparente, viscosidad plástica, punto cedente, geles) Filtrado APAT Contenido de sólidos, agua y aceite Alcalinidad Salinidad Estabilidad eléctrica PROBLEMÁTICA Viscosidad Insuficiente Viscosidad Excesiva Contaminación de Sólidos Flujos de Agua Salada Sólidos Humectados por agua Dióxido de Carbono ( CO2 ) Sulfuro de Hidrógeno ( H2S ) Asentamiento y Sedimentación de Barita PROBLEMÁTICA VISCOSIDAD INSUFICIENTE Sedimentación de la Barita Limpieza Inadecuada del Pozo TRATAMIENTO Viscosificantes – Arcilla Modificadores Reológicos. Agua ( Salmuera ). PROBLEMÁTICA VISCOSIDAD EXCESIVA Sólidos – Alto Contenido, Finos, Humectados por agua. Alto Contenido de Agua Inestabilidad a las Temperaturas Elevadas Gases Acidos Sobretratamiento con Viscosificantes TRATAMIENTO Eliminar / Diluir Sólidos Reducir el Contenido de Agua Añadir Emulsificante, Agente Humectante, Cal, Aumentar el peso del lodo. PROBLEMÁTICA FLUJO DE AGUA SALADA Aumento de % Agua, Disminución de la relación Aceite/Agua Alta Viscosidad Sólidos Humectados por agua Estabilidad Eléctrica mas baja Agua en el filtrado APAT TRATAMIENTO Emulsificante y Cal Agente Humectante para densificar o sólidos humectados por Agua Barita para ajustar el peso y parar el influjo. PROBLEMÁTICA SOLIDOS HUMECTADOS POR AGUA Mayor Viscosidad Menor Estabilidad Eléctrica Aspecto granuloso Sedimentación Taponamiento de la mallas de las temblorinas TRATAMIENTO Si la fase de salmuera está saturada de sal, añada agua dulce. Agente Humectante. PROBLEMÁTICA DIOXIDO DE CARBONO ( CO2 ) Disminución de la Alcalinidad Disminución del contenido de cal Disminución de la Estabilidad Eléctrica TRATAMIENTO Añadir Cal para mantener un exceso. Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo. PROBLEMÁTICA SULFURO DE HIDRÓGENO ( H2S ) Disminución de la Alcalinidad Disminución del contenido de cal Disminución de la Estabilidad Eléctrica El lodo puede volverse negro TRATAMIENTO Añadir Cal para mantener un exceso Secuestrante de Zinc Inorgánico. Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo. CONTAMINACIÓN CON SÓLIDOS PERFORADOS INDISTINTO AL TIPO DE LODO CAUSAS Exceso de sólidos de baja gravedad especifica. Exceso de sólidos finos. Tamaño de mallas inadecuadas. Mallas rotas en vibradores. Mala limpieza del agujero y recirculación de los sólidos. Mala eficiencia en los equipos de control de sólidos. CONTAMINACIÓN CON SÓLIDOS PERFORADOS INDISTINTO AL TIPO DE LODO Aumento en presión de bomba. Aumento de presiones anulares y caídas de presión. Aumento de densidad. Aumento en la presión hidrostática. Disminución en la velocidad de penetración. Aumento de la DEC. Posible atrapamiento de la sarta por presión diferencial. CONTAMINACIÓN CON SÓLIDOS PERFORADOS INDISTINTO AL TIPO DE LODO EXCESO DE SÓLIDOS DE BAJA GRAVEDAD ESPECIFICA. METODO DE CONTROL. DILUCIÓN = ($) Adición de fase continua para mantener sólidos aceptables. Desventajas. Mayor gasto de material químico,generación de volumen de lodo; mayor gasto en logística. CONTAMINACIÓN CON SÓLIDOS PERFORADOS INDISTINTO AL TIPO DE LODO EXCESO DE SÓLIDOS DE BAJA GRAVEDAD ESPECÍFICA. METODO DE CONTROL. CONTROL MECÁNICO Vibradores convencionales. Alto impacto. Desarenadores. Desarcilladores. Centrifugas eliminadoras de LGS. Centrifugas eliminadoras de AGS Ejemplo de Reporte Diario de Condiciones de Fluido ¡Gracias! luis.marcos.cardenas@Pemex.com
