1 Introducción4586243.s21d-4.faiusrd.com/61/ABUIABA9GAAgs4Ke1QUo6... · Las trampas estructurales resultan de una deformación local tal como el plegamiento y/o fallamiento de los

Introducción

Origen, Migración y Entrampamiento del Petróleo yProspección Petrolera

Introducción 1.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

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...la palabra“petróleo” sederiva delLatín“petra”, roca,y “oleum”,aceite...

EL ORIGEN DEL PETRÓLEODurante ciertas épocas geológicas

caracterizadas por condiciones climáticasfavorables, el petróleo se componíainicialmente de materias orgánicasprovenientes de plantas y animales quecrecían y se reproducían en abundancia. Amedida que estos organismos pasaban porsus ciclos de crecimiento y extinción, lamateria orgánica enterrada se descomponíalentamente, convirtiéndose en loscombustibles fósiles que tenemos hoy endía: petróleo, gas, carbón y bitumen. Elpetróleo, gas y bitumen estabandiseminados en los sedimentos(generalmente lutitas ricas en arcilla). A lolargo de millones de años, estas lutitascargadas de materias orgánicas expulsaron elpetróleo y el gas que contenían, bajo laacción de las tremendas presiones queejercían las sobrecapas. El petróleo y el gasmigraron dentro de los estratos permeablessobreyacentes o subyacentes, y luegomigraron nuevamente dentro de trampasque ahora llamamos yacimientos. Resultainteresante notar que la palabra “petróleo”se deriva del Latín petra, roca, y oleum,aceite, indicando que tiene su origen en lasrocas que constituyen la corteza terrestre.

Estos antiguos hidrocarburos de petróleoson mezclas complejas y existen en unavariedad de formas físicas - mezclas de gas,aceites que varían de ligeros a viscosos,semisólidos y sólidos. Los gases puedenhallarse por separado o mezclados con losaceites. El color de los líquidos (aceites)puede variar de claro a negro. Loshidrocarburos semisólidos son pegajosos ynegros (breas). Las formas sólidas explotadasconsisten generalmente en carbón, arenaimpregnada de brea o asfalto natural, talcomo la gilsonita.

Como lo sugiere el nombre“hidrocarburo”, el petróleo se compone deátomos de carbono enlazados con átomosde hidrógeno; el carbono tiene cuatroenlaces y el hidrógeno tiene uno. Elhidrocarburo más simple es el metano(CH4). Los hidrocarburos más complejostienen estructuras intrincadas, compuestasde múltiples anillos (cadenas cerradas) decarbono-hidrógeno, con cadenas laterales decarbono-hidrógeno. La estructura de loshidrocarburos más pesados suele contener

trazas de azufre, nitrógeno y otroselementos.

LA MIGRACIÓN Y EL ENTRAMPAMIENTO DELPETRÓLEO

Rocas Sedimentarias. Es raro que seencuentre petróleo en cantidadescomerciales dentro de la roca madredonde fue formado. Más bien seencontrará cerca de la roca madre, en laroca de la formación productiva.Normalmente se trata de “rocassedimentarias” - cuerpos rocososestratificados, formados en antiguosmares poco profundos por el limo y laarena de los ríos. La arenisca es el tipomás común de rocas sedimentarias. Entrelos granos de arena que forman uncuerpo rocoso de arenisca, existe unespacio que originariamente estaba llenode agua salada. Cuando los poros estáninterconectados, la roca es permeable y losfluidos pueden fluir a través del cuerporocoso bajo el efecto de la gravedad o dela presión. El agua salada que llenaba elespacio poral es parcialmente desplazadapor el petróleo y el gas que fueronexpulsados fuera de la roca madre hacia laarenisca. Una pequeña cantidad de aguapermanece dentro del espacio poral,cubriendo los granos de arena. Ésta sellama agua irreductible del yacimiento. Elpetróleo y el gas pueden migrar a travésde los poros, siempre que la gravedad opresión existente sea suficiente paradesplazarlos, o hasta que se bloquee latrayectoria de flujo. A dicho bloqueo se leasigna el nombre de trampa.

Las rocas carbonáticas, las calizas(carbonato de calcio) y las dolomitas(carbonato de calcio-magnesio) son rocassedimentarias y constituyen algunos delos yacimientos petrolíferos máscomunes. Los yacimientos de carbonatose formaron a partir de antiguos arrecifescoralinos y montículos algáceos que sedesarrollaron en antiguos mares pocoprofundos. Las rocas madres ricas enmaterias orgánicas también estabanubicadas en las proximidades parasuministrar petróleo y gas a estas rocasproductivas. La mayoría de los estratos decaliza no tienen una matriz que lesproporcione una permeabilidad suficientepara permitir la migración del petróleo y

IntroducciónCAPÍTULO

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del gas a través de estos estratos. Sinembargo, muchos yacimientos de calizacontienen sistemas de fracturas y/o fisurasinterconectadas (cavidades formadascuando el agua ácida disolvió parte delcarbonato). Estas fracturas y fisuras,creadas después de la deposición,proporcionan la porosidad y lapermeabilidad que son imprescindiblespara permitir la migración y elentrampamiento del petróleo. Otra rocacarbonática, la dolomita, presenta lapermeabilidad de la matriz que permite lamigración y el entrampamiento delfluido. Las dolomitas también puedentener una porosidad de fractura ysecundaria, lo cual hace que lasestructuras de dolomita constituyan muybuenos candidatos para depósitos depetróleo.

Domos salinos. Una porción importantede la producción de petróleo y gas serelaciona con los domos de sal que estánprincipalmente clasificados comointrusiones salinas de tipo penetrante y quesuelen ser fungiformes. Los domospenetrantes fueron formados por elmovimiento plástico de la sal que ascendíaa través de sedimentos más densos, bajo laacción de las fuerzas de flotación causadas

por la diferencia de densidad. Los estratoscolindantes (arena, lutita y carbonato)fueron deformados por esta intrusiónascendente de sal, formando trampasestratigráficas y estructurales (ver la Figura2c). Estas trampas se formaron alrededor delos flancos y por debajo de la protuberanciade los domos salinos en las capas dearenisca falladas y plegadas por elmovimiento de la sal. Siendo impermeableal petróleo y al gas, la sal forma unaexcelente barrera para la acumulación dehidrocarburos.

Estratos de sal. En los últimos años, sehan descubierto importantes yacimientosde petróleo y gas por debajo de estratoshorizontales de sal. Hasta hace poco, lo queexistía por debajo de estos estratosextruidos de sal, llamados capas intrusivas,mantos y lentes de sal, constituía unmisterio. Estos estratos no podían serexplorados de manera económica mediantela perforación, y la interpretación sísmica através de la sal plástica no era confiable.Hoy en día, las formaciones “subsalinas”pueden ser evaluadas mediante el análisismoderno de datos sísmicostridimensionales para identificar losyacimientos potenciales. Una vezlocalizadas las formaciones probables, seperforan pozos a través del estrato de salpara determinar si existe algún depósito depetróleo y gas.

Trampas. El petróleo, el gas y el aguamigran lentamente a través de las rocaspermeables, empujados por las fuerzasnaturales producidas por los gradientes degravedad (flotabilidad) y de presión.Cuando se encuentran con una barreraimpermeable, estas sustancias no pueden irmás lejos, resultando en la acumulación delpetróleo y del gas. En general, a esta barrerase le asigna el nombre de trampa. Lasdiferentes densidades hacen subir la fasegaseosa, mientras que el agua se deposita enel punto más bajo y el petróleo permaneceen el medio. Las trampas se categorizancomo trampas estructurales o estratigráficas.

Las trampas estructurales resultan de unadeformación local tal como el plegamientoy/o fallamiento de los estratos rocosos. Losejemplos de barreras estructurales incluyenlas trampas anticlinales, las trampas porfalla y las trampas relacionadas con domossalinos (ver las Figuras 1a, 1b y 2c).

Las trampas estratigráficas son formadaspor procesos geológicos distintos de ladeformación estructural, y estánrelacionadas con las variaciones en las

Trampas Estructurales

Figura 1a: Trampa anticlinal..

Figura 1b: Trampa por falla.

...el petróleoy el gas seacumulan entrampas...

Formaciónque contieneagua salada


Formaciónque contienepetróleo

Arena Arena o Caliza Petróleo Gas Agua saladalutita


Formaciónque contienegas

Formaciónque contienegas


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propiedades de las rocas (litología). Unejemplo sería los restos de un antiguoarrecife coralino de caliza o dolomitaenterrado por debajo de sedimentosimpermeables. Un antiguo lecho lleno dearena que ha sido llenado de limo conarcilla constituye otro tipo de trampaestratigráfica. Los estratos sedimentariospueden variar lateralmente en litología odesaparecer gradualmente y reaparecer enotro lugar como otro tipo de roca. Estoscambios pueden producir una reducciónlateral de la porosidad y permeabilidad,creando una trampa (ver la Figura 2a). Otrotipo de trampa estratigráfica es ladiscordancia. Las discordancias ocurrencuando una sucesión de estratos rocosos,incluyendo el futuro yacimiento depetróleo, han sido levantados, inclinados,desgastados y son subsiguientementerecubiertos por sedimentos que forman unabarrera impermeable. Una discordanciarepresenta una interrupción en la escalageológica de tiempo (ver la Figura 2b).

PROSPECCIÓN PETROLERA

Localización del petróleo: Una cosa essaber que existen trampas de petróleo yotra muy distinta localizar con exactitudlas trampas que están ubicadas muy pordebajo de la superficie terrestre. Luego,determinar la probabilidad de que hayapetróleo y gas en la región deentrampamiento constituye otroproblema más. Se han usado muchosmétodos para localizar las trampas depetróleo, pero los más importantes son loslevantamientos aéreos, la exploracióngeológica, la exploración geofísica(sísmica) y la perforación exploratoria.

Levantamientos aéreos y por satélite.Los levantamientos realizados desde

...determinar laprobabilidad de que hayapetróleo y gas en la región deentrampamiento...

Figura 2c: Desarrollo de estructura salina típica(de Geology of Petroleum, A. I. Levorson).

Trampas Estratigráficas

Figura 2a: Trampa estratigráfica. Arrecife orgánicoempotrado en lutita y arena acuñada

Figura 2b. Trampa por discordancia

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Formación quecontiene agua salada

Formación quecontiene petróleo










Superficie

Sal

Superficie

Sal

Superficie

Sal

Arena Arena o Caliza Petróleo Gas Agua salada lutita



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grandes altitudes proporcionan unaperspectiva general del área geográficaestudiada. Las principales estructurassuperficiales como los anticlinales y lasregiones falladas pueden ser observadasclaramente con estos métodos. Estainformación ayuda a localizar las áreasque merecen una investigación másdetallada. Durante los primeros años de laprospección petrolera, la visualizacióndesde una aeronave y el levantamiento demapas de los patrones de drenaje de ríos yarroyos constituían métodos eficaces delevantamiento. Los levantamientos aéreosy por satélite modernos son máscomplejos, permitiendo la evaluación denumerosas características, incluyendo lasanomalías térmicas, las variaciones dedensidad, la composición mineral, lafiltración de petróleo y muchas otras.

Exploración geológica superficial. Laobservación de los afloramientos de rocas(donde los estratos subterráneos llegan ala superficie), trincheras y paredes decañones por geólogos capacitados permiteidentificar la litología y evaluar lasposibilidades de rocas petrolíferas, estratosde calidad productiva y mecanismos deentrampamiento en el área que se estáestudiando. Por ejemplo, se ha aprendidomucho sobre los antiguos depósitos apartir del estudio de los deltas de ríosmodernos. Los mapas geológicosdetallados que fueron preparados a partirde estas observaciones muestran la

posición y la forma de las estructurasgeológicas y proporcionan descripcionesde las características físicas y de los fósilescontenidos en los estratos.

Exploración geofísica. Mediante el usode equipos sensibles y la aplicación detécnicas analíticas, los geofísicos adquierenmuchos conocimientos sobre el subsuelo.La más importante de estas técnicas es laexploración sísmica, según la cual las ondasde choque generadas en la superficie ydirigidas hacia abajo se reflejan en losestratos subyacentes y regresan a lasuperficie como ecos de dichos estratos.Como las rocas de diferentes densidades ydureza reflejan las ondas de choque adiferentes velocidades, el sismólogo puededeterminar la profundidad, el espesor y eltipo de roca, registrando con exactitud lasvariaciones en el tiempo que las ondastardan en regresar a la superficie. La sísmicatridimensional moderna ha mejorado elporcentaje de éxito del proceso deexploración, especialmente en las áreasrecubiertas de sal descritas anteriormente.Las mejoras constantes de las medicionessísmicas y de los métodos matemáticos(algoritmos) usados para interpretar lasseñales, ahora pueden proporcionar una“perspectiva” más clara de las formacionessubterráneas. Otros métodos geofísicosusan variaciones de la gravedad y de laspropiedades magnéticas de la tierra paradetectar las características generales de lasformaciones subterráneas.

...exploraciónsísmica,según la cuallas ondas dechoque...

MÉTODOS DE PERFORACIÓNUna vez que se ha determinado que existeprobablemente un yacimiento petrolífero,la única manera de averiguarlo esperforando. La perforación en busca derecursos naturales no es un conceptonuevo. En el año 1100 dC ya seperforaban pozos de salmuera en Chinacon profundidades de hasta 3.500 pies,usando métodos similares a la perforaciónpor percusión

Perforación por percusión. Éste es elmétodo que usaron los primerosexploradores de petróleo (“wildcatters”)en el siglo XIX y a principios del siglo XX,y aún se usa hoy para algunos pozossomeros. El método emplea una tubería deperforación pesada de acero con unabarrena en la parte inferior, suspendida deun cable. El método consiste en levantar y

soltar la herramienta repetidamente. Lamasa metálica que cae sobre la barrenaproporciona la energía requerida pararomper la roca, abriendo un agujero através de ésta. El agujero permanece vacío,excepto una pequeña cantidad de agua enel fondo. Después de perforar unoscuantos pies, se sube la tubería deperforación (con su barrena) y se retira losrecortes con un achicador (un tuboabierto con una válvula en el fondo). Elmétodo de perforación por percusión essimple, pero sólo es eficaz en los pozossomeros. El avance de la obra es muylento debido a la ineficiencia de la barrenay a la necesidad de retirar las herramientascon frecuencia para extraer los recortes.

Perforación rotatoria. Los equipos deperforación rotatoria se usan para distintospropósitos - perforación de pozos de

Perforación en Busca de Petróleo_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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Sistema de Circulación11. Tanques de lodo12. Bombas de lodo13. Tubo vertical14. Manguera de perforación15. Almacenamiento de lodo a

granel16. Línea de retorno de lodo17. Zaranda18. Deslimador19. Desarenador10. Desgasificador11. Tanques de reserva

Equipo Rotatorio12. Unión giratoria13. Kelly14. Buje de junta kelly15. Mesa rotatoria

Sistema de Levantamiento16. Bloque de corona17. Plataforma del torrero18. Bloque viajero19. Gancho20. Malacate21. Subestructura22. Cable de perforación

Equipo de Control de Pozo23. Preventor anular24. Preventores de reventones

de ariete25. Unidad de acumulación26. Múltiple de

estrangulamiento27. Separador de lodo-gas

Sistema de Energía28. Generadores

Tuberías y Equipo de Manejode Tuberías29. Tarimas para tuberías30. Planchada31. Puerta central32. Ratonera

Varios33. Caseta34. Sótano35. Cable de levantamiento36. Poste grúa

Introducción


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Figura 3: Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria (según Petex).

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Componentes delEquipo de Perforación


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petróleo, gas, agua, geotérmicos y dealmacenamiento de petróleo; extracción denúcleos para análisis de minerales; yproyectos de minería y construcción. Sinembargo, la aplicación más importante esla perforación de pozos de petróleo y gas.Según el método rotatorio (introducido enla industria de perforación de pozos depetróleo y gas alrededor de 1900), labarrena queda suspendida de la extremidadde una columna de perforación tubular(tubería de perforación) sostenida por unsistema de cable/bloques que, a su vez, estásostenido por una torre de perforación (verla Figura 3). La perforación ocurre cuandose hace girar la columna de perforación y labarrena, mientras que los lastrabarrenas yla barrena imponen peso sobre la roca.

Para enfriar y lubricar continuamente labarrena y retirar los recortes del agujero, sebombea un fluido de perforación (lodo)dentro de la columna de perforación. Alalcanzar la barrena, este lodo pasa a travésde las toberas de la barrena, choca contra elfondo del agujero y luego sube en elespacio anular (el espacio entre la columnade perforación y la pared del pozo),acarreando los recortes que estánsuspendidos en él. En la superficie, se filtrael lodo con zarandas y otros dispositivosque eliminan los recortes, y luego sebombea de nuevo dentro del pozo. Lacirculación del lodo de perforación leproporciona a la perforación rotatoria laeficacia que no se podía conseguir con laperforación por percusión - la capacidad deretirar los recortes del pozo sin sacar latubería a la superficie.

Los equipos usados en la perforaciónrotatoria están ilustrados en la Figura 3.

BARRENASPara describir los equipos de perforación

rotatoria, conviene empezar por la partedonde se desarrolla la acción - es decir labarrena. Al girar bajo el peso de lacolumna de perforación, la barrena rompeo raspa la roca que está por debajo. Lasprimeras barrenas rotatorias eran“barrenas de arrastre” porque raspaban laroca. Como se parecían a la cola de unpez, recibieron el nombre de “barrenascola de pescado”. Estas barrenas eraneficaces para perforar formacionesblandas, pero sus aletas se desgastabanrápidamente en rocas duras. Por lo tantose necesitaba una mejor barrena rotatoria,y a principios de 1900 se introdujo labarrena de rodillos.

Barrenas de rodillos (para rocas). Unabarrena de rodillos - también llamadabarrena para rocas - tiene dos o tres fresas

cónicas que ruedan a medida que se hacegirar la barrena. La superficie del rodillocónico tiene dientes que entran encontacto con la mayor parte del fondo delagujero a medida que los conos ruedansobre la superficie (ver la Figura 4a). Estasbarrenas perforan fracturando las rocasduras y ranurando las rocas más blandas.También se produce una acción deraspado, porque los ejes de los conos estándescentrados en relación con el eje derotación. El peso sobre la barrena, lavelocidad de rotación, la dureza de la roca,la presión diferencial, y la velocidad yviscosidad del fluido de perforaciónafectan la velocidad de penetración de lasbarrenas. Las toberas contenidas dentrodel cuerpo de la barrena aumentan lavelocidad del lodo, produciendo unchorro cuando el lodo sale de la barrena.Esto contribuye a una perforación másrápida.

Las barrenas para rocas se clasificansegún los tipos de cojinetes y dientes quetienen. Los tipos de cojinetes incluyen (1)cojinetes de rodillos no sellados, (2)cojinetes de rodillos sellados y (3)cojinetes lisos. Cuando se hace referenciaa las barrenas en base a los tipos dedientes que tienen, se usan los siguientestérminos: (1) dientes de inserto y (2)barrenas de carburo de tungsteno (TCI -Tungsten Carbide Insert). El diseño delcojinete es importante para la vida útil deuna barrena; los cojinetes sellados y loscojinetes lisos proporcionan una vida útilmás larga que los cojinetes no sellados,pero son más costosos. Los dientes de unabarrena para rocas - su forma, tamaño,número y colocación - son importantespara asegurar la eficacia de la perforaciónen diferentes formaciones. Las barrenas dedientes fresados tienen dientes que sonmaquinados a partir del mismo lingotemetálico que el cono (ver la Figura 4c). Enalgunos casos, los dientes son revestidoscon metal duro para aumentar la vida útil.Este tipo está diseñado para formacionessuaves a medianamente duras donde losdientes largos pueden ranurar la roca. Losdientes de las barrenas de dientes deinsertos son en realidad espárragos decarburo de tungsteno insertados enagujeros perforados dentro de los conos(ver la Figura 4a). Las barrenas TCIperforan generando una acción detrituración para formaciones más duras ymás abrasivas. Algunas barrenas de dientesde insertos son mejoradas con insertosespeciales caracterizados por la aplicaciónde una capa de diamante policristalino

...enfriar ylubricarcontinuamentela barrena yretirar losrecortes delagujero...

Introducción


CAPÍTULO

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sobre el carburo de tungsteno. Esto lesproporciona una vida útil aún más largaque el carburo de tungsteno solo.

Barrenas de diamante y PDC. Lasbarrenas de cortadores fijos con superficiescortantes de diamante son usadas para laperforación de formacionesmedianamente duras a duras, cuando serequiere una vida útil extra larga de labarrena, o para operaciones especiales deextracción de núcleos. Las barrenas decortadores fijos de una pieza usan

fragmentos de diamante natural o pastillasde diamante sintético como cortadores.Las barrenas de diamante natural usandiamantes naturales de calidad industrialdispuestos en una matriz de acero, de lamanera indicada en la barrenasacanúcleos de diamantes naturales de laFigura 4d. Durante la rotación, losdiamantes naturales expuestos raspan ytrituran el pozo. Los cortadores dediamantes sintéticos, llamados Cortadoresde Diamantes Policristalinos (PDC), están

Tipos de Barrenas

Figura 4a: Barrena para rocas (tipo TCI).

Figura 4b: Barrena de PDC (cortadores de diamante policristalino).

Figura 4c: Barrena para rocas de dientes fresados. Figura 4d: Barrena sacanúcleos de diamantes naturales.

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configurados de manera que loscortadores rompan por esfuerzo cortantela roca que está por debajo de la barrena,produciendo recortes de gran tamaño ygrandes velocidades de penetración (ver laFigura 4b). Las barrenas de PDC tienengran demanda para perforar en muchostipos de rocas, pero especialmente enlargas secciones de formacionesmedianamente duras a duras. Las barrenasde PDC son muy durables y eficaces,ofreciendo mayores velocidades depenetración y una larga vida útil. Sefabrican barrenas de PDC de distintosdiseños para optimizar la perforación enformaciones particulares. Típicamente, lasbarrenas de PDC perforan con mayorrapidez en las lutitas que en las areniscas,y se usan con mayor frecuencia paraperforar largas secciones de lutita. Ambostipos de barrenas de diamante funcionande una manera similar a las antiguasbarrenas de arrastre “cola de pescado”,porque perforan raspando la roca.LA COLUMNA DE PERFORACIÓN

Comenzando en el fondo, una columnade perforación básica para la perforaciónrotatoria consta de (1) la barrena, (2)portamechas y Conjuntos de Fondo (BHA

- Bottom-Hole Assembly), y (3) tuberíasde perforación (ver la Figura 5).

El Conjunto de Fondo está ubicadojusto encima de la barrena y se componede portamechas combinados con uno ovarios estabilizadores de aletas (paramantener el Conjunto de Fondo y labarrena concéntricos), posiblemente unensanchador (para evitar el ahusamientodel pozo a medida que el diámetro de labarrena se desgasta) y otras herramientas.Las herramientas de MWD (medición alperforar) y los motores de fondo estángeneralmente ubicados en la parteinferior del Conjunto de Fondo, justoencima de la barrena. A veces se colocaun juego de “martillos” cerca de la partesuperior del Conjunto de Fondo. Losmartillos pueden soltar la tubería atascadagenerando una acción de martilleocuando son activados por un fuerteesfuerzo de tracción.

Los portamechas son tubos pesados depared gruesa que se usan en el Conjuntode Fondo para proporcionar peso a labarrena. En general, uno de losportamechas es de metal no magnético,de manera que se pueda usar unaherramienta de compás magnético(herramienta de levantamiento) paradeterminar la inclinación del Conjuntode Fondo inferior y de la barrena sinsufrir las interferencias producidas por losmetales magnéticos.

Cada tramo de tubería de perforacióntiene una longitud de aproximadamente30 pies, con una conexión hembrasoldada en un extremo y una conexiónmacho en el otro extremo. Estosacoplamientos roscados (junta de tuberíade perforación) deben ser fuertes, fiables,resistentes y seguros. Deben ser fáciles deenroscar (conectar) y desenroscar(desconectar). Los diámetros exteriores delas tuberías de perforación estáncomprendidos entre 2 3/8 y 6 5/8pulgadas.

La columna de perforación huecaproporciona un medio para la circulacióncontinua y para bombear el lodo deperforación a gran presión a través de lastoberas de la barrena, produciendo unchorro de fluido. El chorro de lododespeja el área debajo de la barrena derecortes, ofreciendo una nueva superficiede roca a los cortadores, e inicia elretorno de los recortes de perforaciónhacia la superficie. Esta transmisión depotencia hidráulica de las bombas de lodoa la barrena constituye una función muyimportante del lodo.

Perforación con tubería flexible. Estemétodo emplea una columna continua de

Las barrenasde PDC sonmuydurables yeficaces...

Introducción


CAPÍTULO

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tubería flexible y un equipo de perforaciónespecializado para perforación con tuberíaflexible. En vez de perforar con diferentesjuntas de tubería de perforacióntradicional rígida de gran diámetro, lacolumna de perforación consta de unatubería flexible de diámetro más pequeño.A diferencia de la tubería de perforaciónque se debe enroscar para formar lacolumna de perforación y que debe serdesconectada en haces de tubería en pie,colocados en la torre de perforacióndurante las maniobras (ascenso y descensode la tubería), la tubería viene enrollada enun carrete que se desenrolla a medida quela perforación va avanzando, y luego sevuelve a enrollar en su carrete durante lasmaniobras. El método de tubería flexiblefacilita considerablemente el descenso y larecuperación del conjunto de perforación.

Tradicionalmente, los equipos deperforación con tubería flexible se usabanen operaciones de rehabilitación ycompletación donde la movilidad y los

tamaños compactos eran importantes. Trasel desarrollo de motores de fondo en elfondo del pozo, los cuales no requieren eluso de una columna de perforaciónrotatoria para hacer girar la barrena, lasunidades de tubería flexible ahora estánfuncionando como verdaderos equipos deperforación.

ROTACIÓN DE LA BARRENACualquiera que sea el tipo de barrena, seránecesario hacerla girar para perforar la roca.Se usan tres métodos para hacer girar labarrena en el fondo del pozo1. La mesa rotatoria y el kelly hacen girar la

columna de perforación y la barrena.2. Un motor de rotaria viajera (“top-

drive”) hace girar la columna deperforación y la barrena.

3. Sólo se hace girar la barrena con unmotor hidráulico de lodo en la columnade perforación. (La columna deperforación puede permanecer estática ogirar mientras se usa un motor de fondo,de la manera deseada.)Mesa rotatoria y kelly. Una mesa

rotatoria es una placa giratoria accionadapor engranajes y cadenas, montada en elpiso del equipo de perforación, que tieneuna gran abertura central para la barrena yla columna de perforación. El buje de juntakelly de la mesa rotatoria es un gran“donut” metálico con un agujerocuadrilateral, hexagonal u octogonal en sucentro. Este buje puede aceptar una tuberíaespecial cuadrilateral, hexagonal uoctogonal, llamada kelly. El buje de juntakelly en la mesa rotatoria hace girar el kelly,cuya longitud es de aproximadamente 40pies, de la misma manera que se hace giraruna tuerca hexagonal con una llave. El kellypuede deslizarse libremente hacia arriba yhacia abajo en el buje de junta kelly, demanera que pueda ser levantado mientrasque se conecta un tramo de tubería deperforación de 30 pies (la junta más alta dela columna de perforación) en su parteinferior. Luego se baja la tubería deperforación dentro del pozo, hasta que labarrena haga contacto con el fondo, y sepuede hacer girar el kelly. El perforador poneen marcha la mesa rotatoria, y a medida quela barrena va perforando, el kelly también sedesliza hacia abajo. Cuando el extremosuperior del kelly alcanza el nivel del buje (alnivel del piso del equipo), el kelly esdesconectado de la tubería de perforación ylevantado mientras que se añade otro tramo,después de lo cual se repite el proceso deperforación. De manera que el lodo deperforación pueda entrar en la columna deperforación, se conecta una manguera deperforación y una unión giratoria en la parte

Cualquieraque sea eltipo debarrena, seránecesariohacerlagirar...

Tubería derevestimiento

Salida del lodo

Entrada del lodo

Cemento

Espacioanular

Pozo abierto

Barrena

Kelly

Junta de tuberíade perforación

Tubería deperforación

PortamechasLo

do

Conj

unto

de

fond

o

Uniónsubstituta

intermediaria

Estabilizador

Motor defondo

MWD/LWD

Estabilizador

Figura 5: Componentes de la columna de perforación.


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superior del kelly, para abastecer el lodo apartir de las bombas de lodo. La unióngiratoria es un dispositivo hueco que recibeel lodo del tubo vertical y de la manguera deperforación, transmitiéndolo a través de unsello rotatorio al kelly y dentro de lacolumna de perforación. Un inconvenientede la configuración del kelly/mesa rotatoriaes el hecho que mientras se está sacando latubería con el kelly desconectado, no sepuede bombear ningún lodo y la rotaciónde la tubería es mínima.

Rotaria viajera. Una unidad de rotariaviajera presenta considerables ventajassobre una unidad de mando porkelly/rotatorio. La unidad de rotariaviajera hace girar la columna deperforación con un gran motor hidráulicomontado sobre un mecanismo corredizoen la parte superior de la torre deperforación. En vez de perforar con untramo de 30 pies antes de hacer unaconexión, las rotarias viajeras usan“triples” de tubería de perforación de 3juntas (90 pies) y reducenconsiderablemente el número deconexiones requeridas, así como eltiempo necesario para realizar unamaniobra. Una de las ventajas claves - elperforador puede hacer girar la tubería,subiendo y bajando sobre una distanciade 90 pies dentro del agujero, y hacercircular el lodo simultáneamente. Estopermite ensanchar rápida y fácilmentelargos y estrechos tramos del agujero sinatascar la tubería. Debido a estas ventajas,se están instalando unidades de rotariaviajera en la mayoría de los equipos deperforación profunda y de las plataformasde perforación costafuera.

Motor de fondo. Mientras que los dosprimeros métodos de rotación suponen larotación de la tubería de perforación parahacer girar la barrena, este método esdiferente. En este caso, se monta un motorhidráulico (motor de fondo accionado porturbina o de desplazamiento positivo) enel Conjunto de Fondo, cerca de la barrena.Durante la perforación, la energíahidráulica producida por el paso del lodo através del motor hace girar la barrena. Estose logra mediante el uso de múltipleselementos de rotor/estator dentro delmotor, los cuales hacen girar un eje al cualse ha conectado la barrena. Esto ofrecevarias ventajas. Los motores de fondopueden lograr velocidades rotacionales dela barrena mucho más grandes que las quese pueden lograr haciendo girar toda lacolumna de perforación. Se requieremenos energía para hacer girar solamentela barrena. El pozo y la tubería de

revestimiento permanecen en mejorescondiciones, así como la columna deperforación, cuando sólo se hace girar labarrena (y no la tubería). Las mayoresvelocidades rotacionales (RPM) de labarrena producen mejores Velocidades dePenetración (ROP) y reducen losproblemas generados por las vibraciones.Los motores de fondo son de usoextendido en la perforación direccionaldonde es crítico mantener la posición de laherramienta de orientación en la direccióndeseada.

MEDICIÓN AL PERFORAR (MWD) YREGISTRO AL PERFORAR (LWD)“En el pasado”, cuando un perforador queríaverificar el ángulo de un pozo direccional oregistrar el pozo para obtener ciertainformación sobre el fondo del pozo o laformación, sólo le quedaba una opción.Tenía que interrumpir la perforación eintroducir instrumentos especiales demedición o registro dentro del pozo; a vecesesto suponía retirar toda la columna deperforación antes de poder realizar lamedición.

Hoy en día contamos con instrumentoselectrónicos complejos que pueden ejecutarlas funciones de Medición al Perforar

Las mayoresvelocidadesrotacionales(RPM) de labarrenaproducenmejoresVelocidadesdePenetración(ROP)...

Introducción


CAPÍTULO

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(MWD) y Registro al Perforar (LWD)mientras que el proceso de perforación siguesin interrupciones. Las medicionesejecutadas por estos instrumentos son varias,y aunque sean importantes para elperforador, existe otro factor que es aún másimportante para los ingenieros de lodo. Setrata del hecho que los instrumentos deMWD y LWD transmiten sus resultados a lasuperficie generando ondas pulsatorias en lacolumna de lodo de perforación ubicadadentro de la columna de perforación. Por esemotivo, las condiciones del lodo (densidad,viscosidad, arrastre de gas, etc.) seránespecialmente importantes en los equipos deperforación que están usando instrumentosde MWD y LWD.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE LATORRE DE PERFORACIÓN

Los equipos de perforación deben tenermucha potencia para levantar y suspenderel peso de largas columnas de perforacióny tuberías de revestimiento. Este sistemade levantamiento debe tener suficientecapacidad para superar cualquierresistencia causada por tramos estrechosdentro del agujero y “sacudir” o tirar de latubería atascada. Aunque el peso delequipo esté suspendido de lo alto de latorre de perforación, la potencia delevantamiento proviene de la máquina odel motor que acciona el malacate. Elmalacate controla un carrete de cable dealambre que pasa por un sistema debloques para reducir los esfuerzosmecánicos.

He aquí una perspectiva general. Unbloque estacionario (bloque de corona)está montado en la parte superior de latorre de perforación y un bloque móvil(bloque viajero) está suspendido de uncable, también llamado cable de alambre.Un extremo de este cable de alambre, elcable del tambor, está enrollado alrededordel tambor del malacate y luego pasavarias veces entre las ranuras del bloquede corona y las ranuras del bloque viajero.El extremo muerto del cable de alambre,el cable muerto, está sujeto a la base de latorre de perforación. Este polipasto demúltiples bloques le proporciona una granventaja mecánica al sistema delevantamiento.

La parte inferior del bloque viajero tieneun gancho de gran tamaño. Durante laperforación, una unión giratoria quedasuspendida del gancho por un achique. Launión giratoria proporciona un sellorotatorio estanco a la presión, de manera

que el lodo pueda fluir bajo presióndentro del kelly y de la columna deperforación. El gancho también suspendela columna de perforación girada por elkelly.

Malacates y tenazas. Durante lasmaniobras, se pone a un lado la unióngiratoria (con el kelly conectado).Dispositivos llamados elevadores cuelgan delgancho para levantar la columna deperforación fuera del agujero. Cuando seefectúa una maniobra, haces de tubería enpie de tres juntas (triples) (aproximadamente90 pies de tubería de perforación) sonretirados del pozo. Mientras que sedesenrosca y se vuelve a colocar un haz detubería en pie en la torre de perforación, elresto del peso de la columna de perforaciónes sostenido a partir de la mesa rotatoria porcuñas que agarran la tubería por debajo de lajunta de tubería de perforación. Las juntas detubería de perforación son apretadas odesapretadas usando tenazas para tuberías(llaves de tubos de gran tamaño). Se usa unacadena enroscadora para enroscar ydesenroscar las juntas rápidamente. El tornomecánico es el dispositivo que tira de lacadena enroscadora y de las tenazas paratuberías. El torno de fricción, alrededor delcual se ha enrollado un cable, permite que lacuadrilla del equipo de perforación ejecutevarias tareas, tales como las operaciones detracción y levantamiento de pequeñascargas. El torno de fricción y el tornomecánico son accionados por el eje delcabrestante auxiliar.

El malacate contiene un guinche detambor de gran tamaño que se usa paraenrollar y tirar del cable de alambre (cable deperforación), de la manera indicadaanteriormente. El tambor está provisto delfreno principal que tiene la capacidad deparar rápidamente y sostener el peso de lacolumna de perforación. Cuando se bajancargas pesadas, el freno principal esrespaldado por un freno hidráulico oeléctrico auxiliar llamado retardador(hidromatico), para absorber la gran cantidadde energía desarrollada por la masaconstituida por el bloque viajero, el conjuntode gancho y la columna de perforación.

Consola del perforador. La consola demandos del perforador está ubicada allado del malacate. A partir de estaposición estratégica, el perforador controlael freno, los tornos auxiliares, la mesarotatoria (o rotaria viajera), la velocidad ala cual se sube o se baja la columna deperforación, la velocidad de la bomba delodo y otras funciones importantes.

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CIRCULACIÓN DEL LODO YELIMINACIÓN DE SÓLIDOS

En lo que se refiere a la descripción de unsistema de circulación de lodo, resultalógico comenzar con las bombas de lodo(ver la Figura 6). Estas bombas y los motoresque las accionan representan el “corazón”del sistema de lodo, de la misma maneraque el lodo en circulación constituye elalma de la operación de perforación. Lasbombas de lodo son bombas dedesplazamiento positivo, algunas de lascuales producen hasta 5.000 psi (libras porpulgada cuadrada). Estas bombas sonaccionadas por motores diesel o eléctricos.Para producir la presión y el caudalrequeridos para un conjunto específico decondiciones de perforación, será necesarioseleccionar los tamaños correctos deémbolo y camisa para las bombas, yespecificar los tamaños apropiados detobera para la barrena. Este proceso se llamaoptimización de la hidráulica y constituye unfactor clave en la perforación eficaz.

Después de salir de la bomba de lodo aalta presión, el fluido de perforación subepor el tubo vertical, un largo tubo verticalatado al pie de la torre de perforación, pasaa través de la manguera del kelly (manguera

de perforación) (cuello de cisne) y luegofluye hacia abajo dentro del kelly. Después,el lodo viaja a través de la columna deperforación hasta alcanzar la barrena. Engeneral, una barrena tiene dos o mástoberas (chorros) que aceleran el lodo paraobtener un chorro de gran velocidad. Estechorro de lodo de gran velocidad lava elfondo del pozo para mantener limpios loscortadores de la barrena y proporcionar unanueva superficie de roca a la barrena. Apartir del fondo del pozo, el lodo sube porel espacio anular que existe entre lacolumna de perforación y el pozo,transportando los recortes generados por labarrena.

El lodo y su carga de recortes fluyen fueradel “niple de campana”, pasando a travésde una tubería inclinada de gran diámetro(línea de flujo) hasta llegar sobre una ovarias mallas vibratorias de tela metálicamontadas sobre la zaranda. Este conceptoconsiste en hacer caer el lodo a través de lasmallas, separando la mayoría de los recortes(de tamaño más grande que la apertura dela tela metálica de la malla) del sistema decirculación. Después de pasar a través de lamalla, el lodo cae dentro de un tanque deasentamiento. Éstos son tanques metálicos

...elperforadorcontrola elfreno, losaparatosauxiliares...

Después, ellodo viaja através de lacolumna deperforaciónhastaalcanzar labarrena.

Tubo vertical Unión giratoria

Manguera del kelly

Línea de succión

Tanques de lodo

Zaranda

Línea de flujo

Bomba de lodoLínea dedescarga Tolva mezcladora (embudo) Kelly (vástago)


Portamechas(Lastrabarrena)

Barrena (mecha, trépano)

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_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ Figura 6: Sistema de circulación de lodo.

Introducción


CAPÍTULO

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rectangulares de gran tamaño, conectadospor tuberías o canales. El tanque deasentamiento (trampa de arena) no esagitado, de manera que los sólidosresiduales de gran tamaño puedansedimentarse por separado del lodo. A partirdel tanque de asentamiento, el lodo pasadentro de fosos de lodo agitados, ubicadoscorriente abajo, donde se separa el gas, laarena y el limo. Después de eso, el lodoentra en el tanque de succión, donde lasbombas lo extraen para hacerlo circular denuevo dentro del agujero. El tanque desucción también se usa para agregarproductos químicos de tratamiento yaditivos acondicionadores del lodo. En estetanque se usa una tolva de lodo provista deun medidor venturi para agregar aditivossecos tales como las arcillas y los agentesdensificantes.

PREVENTORES DE REVENTONESUn lodo de perforación debería tener una

densidad suficiente (peso del lodo) paraevitar (hidrostáticamente) que cualquier gas,petróleo o agua salada entre en el pozo demanera descontrolada. Sin embargo, estosfluidos de la formación a veces entran en elpozo a presiones elevadas. Cuando estoocurre, se dice que un pozo está teniendo un“amago de reventón”. Esto es especialmentepeligroso cuando el fluido es gas o petróleo.

Para protegerse contra dichos peligros, losequipos de perforación están generalmenteprovistos de un conjunto de Preventores deReventones (BOPs). Según la profundidaddel pozo y otras circunstancias, variasunidades de BOP pueden estar ensambladasunas a otras, y luego a la brida delrevestimiento de superficie. Se puedeaccionar uno o varios de estos BOPs paraobturar el agujero cuando ocurre algúnamago de reventón. La presencia demúltiples BOPs en el conjunto proporcionala flexibilidad y redundancia del sistema encaso de falla.

Un preventor anular (“bag-typepreventer”) comúnmente conocido comoHydrilTM, está instalado en la parte superiordel conjunto de BOP. Esta unidad contieneun inserto elastomérico con aletas de aceroque puede ser ensanchado hidráulicamentepara obturar el espacio anular. Debajo de lospreventores anulares se instalan preventoresde reventones de ariete, los cuales estánprovistos de arietes accionadoshidráulicamente que se cierran contra latubería o contra sí mismos, empujandohacia dentro, a partir de los lados opuestosde la tubería. Estos preventores puedenconstar de arietes anulares, arietes ciegos oarietes cortadores. Los arietes anulares tienencabezas de forma cóncava para agarrar la

tubería y formar un sello alrededor de ésta;estos preventores desempeñan la mismafunción que los preventores anulares peroestán clasificados para presiones más altas.Los arietes ciegos encajan unos en otrossobre el pozo, formando entre ellos un sellohermético a los fluidos, en caso de que latubería no esté en el pozo o que sedesprenda y caiga dentro de él. Los arietescortadores cortan la tubería antes de cerrarsepara formar un sello.

Debajo de los preventores de reventonesse encuentra el carrete de perforación. Éstetiene un orificio en su lado para permitir elbombeo del lodo de perforación y de losfluidos del amago de reventón. Una línea deestrangular de alta presión está conectada alcarrete con una válvula de contrapresiónespecial (el estrangulador) en la línea.Durante los procedimientos de control depozo, se usa el estrangulador para mantenerla contrapresión en el espacio anularmientras que se bombea lodo más pesadodentro de la columna de perforación paradominar el amago de reventón. Si el fluidoinvasor contiene gas, el gas debe serseparado del lodo que sale del pozo. Se envíael lodo cortado por gas del estrangulador aun recipiente separador de lodo-gas. Sequema el gas por antorcha y se devuelve ellodo a los tanques para reacondicionarlo.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍADE REVESTIMIENTO CORTACuando se está perforando un pozo, lasformaciones expuestas deben estarcubiertas y protegidas periódicamente poruna tubería de acero. Esto se hace porvarios motivos - evitar que el pozo sederrumbe, proteger las formacionesperforadas y/o aislar las diferentes zonasgeológicas. Estas tuberías protectoras sellaman tuberías de revestimiento y tuberías derevestimiento cortas. Tubería de revestimientose refiere a la tubería que empieza en lasuperficie o en la línea de lodo y seextiende hacia abajo, dentro del pozo. Eltérmino tubería de revestimiento corta serefiere a la tubería cuyo extremo superiorno alcanza la superficie o la línea de lodo,sino que se encuentra dentro del pozo yrecubre la parte inferior de la última tuberíade revestimiento o de la última tubería derevestimiento corta. Las tuberías derevestimiento y las tuberías derevestimiento cortas están total oparcialmente cementadas en su sitio.

Tubería de revestimiento. Dos, tres omás tuberías de revestimiento pueden serintroducidas en un pozo, con la tubería demenor tamaño insertada dentro de lastuberías de mayor tamaño, e introduciendolas más pequeñas hasta profundidades más

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grandes que las tuberías de mayor tamaño.Se introduce y cementa el “revestimiento desuperficie” a la profundidad requerida paraproteger las capas acuíferas de agua dulce yevitar la filtración del lodo dentro de lascapas poco profundas de arena y grava; éstapuede ser colocada a una profundidad deaproximadamente 2.000 pies. La siguientetubería es la tubería de revestimiento“intermedia”. Ésta es introducida ycementada cuando es necesario modificar ellodo a una densidad que no puede sertolerada por las formaciones expuestas opor el revestimiento de superficie. Se puedecolocar otra tubería de revestimiento o unatubería de revestimiento corta debajo de latubería de revestimiento intermedia.

Tuberías de revestimiento cortas.Puede que no sea necesario, económico opráctico entubar la totalidad del pozopreviamente revestido, usando una tuberíade revestimiento corta que se extiendahasta la superficie, simplemente paraproteger la parte inferior del pozo noentubado. Esto es especialmente cierto amedida que el pozo se aproxima a laprofundidad total y que su tamañodisminuye. Por lo tanto, se coloca unatubería de revestimiento corta desde elfondo del pozo, subiendo dentro la tuberíade revestimiento, y recubriéndola varioscientos de pies. Herramientas especialesllamadas sujetadores de tuberías derevestimiento cortas sujetan las tuberías derevestimiento cortas dentro de la tuberíade revestimiento. La introducción de unatubería de revestimiento corta protege elúltimo intervalo no entubado del pozo, elcual incluye generalmente la sección delyacimiento.

CEMENTACIÓNDespués de colocar correctamente unatubería de revestimiento o una tubería derevestimiento corta dentro del pozo, semezcla y se bombea rápidamente unalechada de cemento dentro de la tuberíade revestimiento (o tubería derevestimiento corta). La presión expulsala lechada del fondo y la hace subirdentro del espacio anular entre la tuberíay la pared del pozo. Después del cemento,se introduce en el fondo del pozo lacantidad precisa de fluido necesaria paraexpulsar todo menos la última parte delcemento fuera de la tubería derevestimiento o de la tubería derevestimiento corta. Una vez que todo elcemento se ha endurecido, se perfora através de dicha pequeña cantidad decemento que permanece dentro de latubería de revestimiento o de la tuberíade revestimiento corta, y se sigue

perforando el pozo sobre unos cuantospies de roca nueva, más allá del extremode la tubería de revestimiento. Luego seefectúa la prueba de presión con el fin dedeterminar el peso de lodo que la tuberíade revestimiento o la tubería derevestimiento corta podrá soportar, parafuturas referencias. Si el resultado de laprueba es negativo, puede que seanecesario realizar una cementacióncorrectiva (inyección de cemento). Unavez que la cementación supera la pruebade presión, se puede continuar laperforación.

REGISTRO DE LODOSDurante la perforación de un pozo se usandistintos métodos para identificar losestratos geológicos según la edad y el tipo, ypara buscar indicios de petróleo y gas. Elregistro de lodos constituye uno de estosmétodos. Este método supone laobservación de los recortes para determinarla litología y la fluorescencia queconstituyen indicaciones de petróleollamadas indicios. Al analizar los gasescontenidos en el lodo que regresa del fondodel pozo, se puede determinar la presenciade hidrocarburos. La profundidad, lavelocidad de penetración y otrosparámetros se correlacionan con los indiciosde petróleo y los cambios litológicos.

EXTRACCIÓN Y ANÁLISIS DE NÚCLEOSUn método valioso de evaluación delyacimiento es el análisis de núcleos. Unnúcleo es un fragmento de roca que fuetomado en el yacimiento que se estáestudiando. Fragmentos cilíndricos de roca(núcleos) de varios pies de largo puedenser obtenidos al perforar con una barrenasacanúcleos especial conectada a unsacanúcleos (tubo estuche para núcleos).La barrena sólo corta la circunferenciaexterior de la formación, y el cilindro deroca resultante queda capturado dentro delsacanúcleos. Pequeños núcleos de paredlateral pueden ser obtenidos con equiposde registro con cable después que una zonahaya sido perforada. Los núcleos sonexaminados en cierta medida por ungeólogo en el equipo de perforación, perogeneralmente son enviados a unlaboratorio de análisis de núcleos para unaevaluación exhaustiva. Los laboratoriospueden medir directamente la porosidad,permeabilidad, contenido de arcilla,litología, indicios de petróleo y otrosparámetros valiosos de la formación. Laextracción de núcleos constituye unaoperación costosa y sólo se realiza cuandoes necesario obtener los mejores datosdirectos sobre la formación.

...se usandistintosmétodosparaidentificarlos estratosgeológicos...

Introducción


CAPÍTULO

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PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD POTENCIALDE LA FORMACIÓN (DST) Y PRUEBA DEINTERVALO (FIT)

La Prueba de Productividad Potencial dela Formación (DST - “Drill-Stem Testing”)y la Prueba de Intervalo (FIT -“Formation-Interval Testing”) son dosmétodos similares usados para medirdirectamente el potencial productivo deuna formación, tomar muestras de losfluidos de la zona probada y obtenerdatos sobre la presión y la temperatura.

Una prueba DST es una completaciónprovisional a través de la tubería deperforación, usando unempaque/herramienta de pruebarecuperable en la parte inferior de lacolumna de perforación. Se instala elempaque para obturar el espacio anular yse abre la herramienta de prueba parapermitir el flujo de la zona abierta. Luegose cierra la herramienta de prueba, seretira el empaque y se saca la columna deperforación fuera del agujero. Se tomauna muestra del fluido. Los instrumentoscontenidos en la herramienta registran lapresión y la temperatura.

La herramienta de FIT es introducida enel pozo usando un cable de alambre envez de la columna de perforación. Laherramienta se asienta contra el lado delpozo. Se toma una muestra del fluido y semide la presión y la temperatura. Luegose retira del pozo la herramienta de FITpara capturar la muestra bajo presión. Lamuestra puede ser transferida bajopresión a otro contenedor para serenviada a un laboratorio donde serealizará el análisis del fluido.

REGISTRO CON CABLEEl método de mayor uso para laevaluación de la formación es el registrocon cable. Las herramientas especialesintroducidas dentro del agujero miden laspropiedades eléctricas, acústicas y/oradioactivas de las formaciones. Un cableeléctrico conecta la herramienta a unaunidad de registro ubicada en lasuperficie, donde las señales de laherramienta son amplificadas yregistradas o digitalizadas para el análisiscomputarizado. Los registros pueden serusados para localizar e identificar lasformaciones en el pozo y para realizarcorrelaciones geológicas con los pozos

adyacentes. Varios registros puedenindicar la litología, porosidad,permeabilidad, tipo de fluido (petróleo,gas, agua dulce, agua salada), contactosde fluidos, y en cierta medida, dónde sepuede encontrar la mejor parte delyacimiento. Los registros miden laspresiones y temperaturas de fondo, asícomo el tamaño del pozo. Los registrostambién verifican el desgaste de la tuberíade revestimiento y la integridad de laadherencia del cemento detrás de latubería de revestimiento.

PERFORACIÓN DIRECCIONALHasta hace poco, la mayoría de los pozos seperforaban verticalmente, pero cada vezmás, las situaciones actuales requieren quese perfore un número creciente de pozos agrandes ángulos, o incluso horizontalmente(a 90° del plano vertical). Además de losgrandes ángulos, ahora es posible cambiarradicalmente la orientación (azimut) de laperforación, hasta 180°. Existen numerosasy variadas razones para hacer esto, pero lamayoría son de carácter económico,ambiental y/o técnico. Los pozos desviadospueden tener acceso a una mayor parte delyacimiento que si se hubiera simplementeperforado pozos verticales. Los pozos dedrenaje horizontales se han convertido enun éxito técnico y siguen creciendo ennúmero. En una aplicación, el pozodireccional cruza varias fracturas verticalesadyacentes, pero aisladas y discretas, con unsolo pozo de drenaje (como en la Tiza deAustin). En otra, el pozo direccional exponeuna más larga sección productiva, tal comoen un yacimiento de estratificación fina olenticular.Debido al enorme costo de la perforacióncostafuera, una sola plataforma sirvegeneralmente de “plataforma delanzamiento” para varios pozos altamentedesviados de largo alcance, a fin de cubrir lamayor parte o la totalidad de un yacimientode gran tamaño. Estos pozos constituyenun proyecto de perforación de alcanceextendido, tal como los que se realizancomúnmente en el Mar del Norte, el Golfode México y otras regiones. En algunoscasos, el pozo desviado puede tenercambios de azimut, orientación einclinación, lo cual resulta en unaconfiguración en forma de S o U.

...Losregistrosmiden laspropiedadeseléctricas,acústicas y/oradioactivasde lasformaciones.


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COMPLETACIÓN DEL POZODespués de colocar las tuberías derevestimiento y las tuberías de revestimientocortas, la siguiente etapa es la fase decompletación de un pozo. Completaciónsignifica simplemente preparar el pozo paraproducir petróleo y gas a presiones ycaudales controlados. La Figura 7 ilustra lascuatro técnicas comunes de completación.En todas éstas, la tubería de revestimientoimpide que las formaciones ubicadas encimade la zona productiva se derrumben dentrodel agujero. Si la formación productiva es losuficientemente fuerte, como en el caso dela caliza, se puede cementar una longitud detubería de revestimiento directamenteencima de esta formación, dejando laformación productiva sin refuerzo. Esto sellama completación en pozo abierto. Si la rocade la formación productiva necesita unrefuerzo, se pueden usar otros métodos:

Tubería de revestimiento o tubería derevestimiento corta perforada. Deconformidad con este método, la tubería derevestimiento o la tubería de revestimientocorta es introducida a través de toda la zona

productiva y cementada en su sitio. Luegose perforan pozos (mediante una cargaexplosiva) dentro de la formación, a travésde la tubería de revestimiento y delcemento. Estas perforaciones son creadascon unas pistolas especiales que se bajandentro del pozo con un cable de alambre.Luego la pistola es disparada eléctricamentey potentes cargas huecas perforan la tuberíay la zona a intervalos predeterminados. Unavez realizadas las perforaciones, el petróleoy/o gas puede fluir dentro de la tubería derevestimiento.

Tubería de revestimiento cortaperforada o ranurada. En el segundométodo, una tubería de revestimientocorta preperforada o ranurada (conagujeros o ranuras al nivel de la zonaproductiva) cuelga de la parte inferior dela última tubería de revestimiento. Si laformación productiva es débil o está malconsolidada, la arena y otros sólidos serántransportados dentro del pozo a medidaque se produce petróleo y gas. Para evitaresta “producción de arena”, la tubería derevestimiento corta ranurada o perforadapuede estar provista de una capaprotectora constituida por una malla dealambre o un filtro de grava, para impedirque la arena entre en el pozo.

Filtro de grava. Otro método que resultaútil cuando la formación productiva esdébil (tal como la arena floja) y debe serreforzada o sostenida, es el filtro de gravaconvencional. Una operación de relleno degrava consiste en hacer circular y colocargrava dimensionada cuidadosamentedentro del espacio anular, entre la tuberíade revestimiento corta y la pared del pozo.El filtro forma una capa permeable paraexcluir del pozo cualesquier partículas quepuedan desprenderse de la formacióndurante la producción.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓNLa sarta de tubos (tubería) a través de la cualse produce el petróleo y el gas constituyeuna sarta de tubería de producción. Estatubería está colgada dentro de la tubería derevestimiento o de la tubería derevestimiento corta. Los diámetros de latubería de producción varían entre 3/4 y 41/2 pulgadas, y los más comunes son de 23/8, 2 7/8 y 3 1/2 pulgadas. Debido a larelación relativamente alta del espesor depared al diámetro de la tubería de

Producción del Petróleo

Figura 7: Configuración de ciertos tipos decompletaciones en el fondo del pozo.

...la tubería derevestimientoimpide que lasformaciones sederrumben...

Formaciónproductiva

Tubería derevestimientohasta lasuperficie

Cemento


Colgador detubería derevestimientocorta yempaque

Cemento


Colgador detubería derevestimientocorta yempaque

Cemento

Grava


Cemento

(a) Completación en pozo abierto

(b) Completación con perforación a pistolas

(c) Completación con revestidor auxiliar

(d) tubería de revestimiento cortacon filtro de grava


Agujerosperforados

a pistolas


tubería derevestimiento

corta ranurada


tubería derevestimiento

cortaranurada

Introducción


CAPÍTULO

1

producción, ésta puede soportar presionesconsiderablemente más altas que la tuberíade revestimiento, y por consiguiente,permite controlar y producir de manerasegura los yacimientos sometidos a altaspresiones. En una completación de altapresión, el espacio anular de la tubería derevestimiento/tubería de producción esobturado cerca del fondo con un empaquede la tubería de producción. (Un empaquees un dispositivo que puede expandirse paraobturar un espacio anular entre dos tuberíasconcéntricas.)

Con un empaque colocado y sellado, elpetróleo y el gas fluyen dentro de la tuberíade producción y suben hasta la superficie,donde la presión y el caudal soncontrolados por válvulas y estranguladoresde superficie. Si un pozo produce a partir dedos o más zonas, se debe usar un empaquea zonas múltiples para acomodar laproducción de diferentes zonas a una solasarta de tubería de producción. Otraposibilidad sería terminar el pozo conmúltiples sartas de tubería de producción yusar obturadores múltiples para dirigir laproducción de petróleo y gas de cada zonahacia distintas sartas de tubería deproducción.

Un fluido empacador estable y nocorrosivo permanece estacionario dentrodel espacio anular encima del empaque yalrededor de la tubería de producción. Estefluido permanecerá en su sitio por variosaños. Los fluidos empacadores sonnecesarios para ayudar a equilibrar laspresiones y los esfuerzos mecánicossoportados por la tubería de revestimiento,la tubería de producción y el empaque.

EQUIPOS DE PRODUCCIÓNUna vez terminado, el pozo está listo

para ser conectado al sistema y puesto enproducción. Una multitud de equiposentran en juego en la superficie, a estasalturas del proceso. Estos equipos seránvariables de un pozo a otro y cambiarán amedida que un pozo determinado se estáagotando. Un factor crítico a tener encuenta es determinar si el yacimientotiene suficiente presión interna para fluirnaturalmente o si requiere mediosauxiliares para optimizar el flujo.

Si el pozo fluye sin asistencia, entoncessólo se requiere instalar un cabezal depozo. El cabezal de pozo (árbol de

navidad) consta de una serie de válvulasreguladoras de flujo, estranguladores ymedidores montados sobre bridas defijación. A partir del árbol de navidad, elpetróleo y el gas pasan a un separador, yquizás a un equipo calentador/tratadorpara descomponer cualquier emulsión ypreparar el petróleo para transferirlo a untanque de almacenamiento o a unoleoducto, y preparar el gas para eltransporte por gasoducto. Puede que seanecesario comprimir el gas antes detransferirlo al gasoducto.

MÉTODOS DE BOMBEOSi la presión del yacimiento es demasiado

baja para forzar el petróleo, gas y agua hastala superficie, será necesario usar algún tipode extracción artificial. El bombeoconstituye un método económico parahacer subir el petróleo hasta la superficie. Labomba propiamente dicha está ubicada enel fondo, por debajo del nivel de petróleoestancado. Una bomba alternativa (deémbolo buzo) aspira el petróleo durante lacarrera ascendente y rellena la bombadurante la carrera descendente. Una varillade bombeo que va desde la bomba hasta lasuperficie está conectada a un caballete debombeo.

Las bombas eléctricas de fondorepresentan otro método usadocomúnmente para hacer subir el petróleo yel agua hasta la superficie. Estas bombas seinstalan en el fondo del pozo y sonaccionadas por la energía eléctricasuministrada mediante un cable.

Otro método común de extracción depetróleo es la extracción asistida por gas, osimplemente extracción artificial por gas. Estemétodo usa el gas (del mismo pozo u otrafuente) inyectado dentro de la columna depetróleo al fondo del pozo para levantar losfluidos. El gas se inyecta bajo presión dentrodel espacio anular de la tubería derevestimiento/tubería de producción, através de una serie de válvulas de extracciónartificial por gas. Los fluidos (petróleo yagua) que se encuentran encima del orificiode inyección de gas son desplazados haciaarriba, haciéndose menos densos a medidaque se acercan a la superficie, debido al gasque se ha inyectado dentro de ellos. El gas,petróleo y agua pueden ser extraídos de estamanera hasta que este método deje de sereconómico.

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El bombeoconstituyeun métodoeconómicopara hacersubir elpetróleo...

Funciones

Funciones 2.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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El objetivo de una operación deperforación es perforar, evaluar yterminar un pozo que producirápetróleo y/o gas eficazmente. Losfluidos de perforación desempeñannumerosas funciones que contribuyenal logro de dicho objetivo. Laresponsabilidad de la ejecución de estasfunciones es asumida conjuntamentepor el ingeniero de lodo y las personasque dirigen la operación de perforación.El deber de las personas encargadas deperforar el agujero - incluyendo elrepresentante de la compañíaoperadora, el contratista de perforacióny la cuadrilla del equipo de perforación- es asegurar la aplicación de losprocedimientos correctos deperforación. La obligación principal delingeniero de lodo es asegurarse que las

propiedades del lodo sean correctas parael ambiente de perforación específico. Elingeniero de lodo también deberíarecomendar modificaciones de lasprácticas de perforación que ayuden alograr los objetivos de la perforación.

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El deber delas personasencargadasde perforar elpozo...

Introducción

Las funciones del fluido de perforacióndescriben las tareas que el fluido deperforación es capaz de desempeñar,aunque algunas de éstas no seanesenciales en cada pozo. La remociónde los recortes del pozo y el control delas presiones de la formación sonfunciones sumamente importantes.Aunque el orden de importancia seadeterminado por las condiciones delpozo y las operaciones en curso, lasfunciones más comunes del fluido deperforación son las siguientes:

1. Retirar los recortes del pozo.

2. Controlar las presiones de laformación.

3. Suspender y descargar los recortes.

4. Obturar las formacionespermeables.

5. Mantener la estabilidad delagujero.

6. Minimizar los daños alyacimiento.

7. Enfriar, lubricar y apoyar labarrena y el conjunto deperforación.

8. Transmitir la energía hidráulica alas herramientas y a la barrena.

9. Asegurar una evaluación adecuadade la formación.

10. Controlar la corrosión.

11. Facilitar la cementación y lacompletación.

12. Minimizar el impacto al ambiente.

1. REMOCIÓN DE LOS RECORTES DELPOZO

Los recortes de perforación deben serretirados del pozo a medida que songenerados por la barrena. A este fin,se hace circular un fluido deperforación dentro de la columna deperforación y a través de la barrena, elcual arrastra y transporta los recorteshasta la superficie, subiendo por elespacio anular. La remoción de losrecortes (limpieza del agujero)depende del tamaño, forma ydensidad de los recortes, unidos a laVelocidad de Penetración (ROP); de larotación de la columna deperforación; y de la viscosidad,densidad y velocidad anular del fluidode perforación.

Funciones del Fluido de Perforación

FuncionesCAPÍTULO

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Viscosidad. La viscosidad y laspropiedades reológicas de los fluidos deperforación tienen un efectoimportante sobre la limpieza del pozo.Los recortes se sedimentanrápidamente en fluidos de bajaviscosidad (agua, por ejemplo) y sondifíciles de circular fuera del pozo. Engeneral, los fluidos de mayor viscosidadmejoran el transporte de los recortes.

La mayoría de los lodos deperforación son tixotrópicos, es decirque se gelifican bajo condicionesestáticas. Esta característica puedesuspender los recortes mientras que seefectúan las conexiones de tuberías yotras situaciones durante las cuales nose hace circular el lodo. Los fluidos quedisminuyen su viscosidad con elesfuerzo de corte y que tienen altasviscosidades a bajas velocidadesanulares han demostrado ser mejorespara una limpieza eficaz del pozo.

Velocidad. En general, la remociónde los recortes es mejorada por lasaltas velocidades anulares. Sinembargo, con los fluidos deperforación más diluidos, las altasvelocidades pueden causar un flujoturbulento que ayuda a limpiar elagujero, pero puede producir otrosproblemas de perforación o en elagujero.

La velocidad a la cual un recorte sesedimenta en un fluido se llamavelocidad de caída. La velocidad decaída de un recorte depende de sudensidad, tamaño y forma, y de laviscosidad, densidad y velocidad delfluido de perforación. Si la velocidadanular del fluido de perforación esmayor que la velocidad de caída delrecorte, el recorte será transportadohasta la superficie.

La velocidad neta a la cual unrecorte sube por el espacio anular sellama velocidad de transporte. En unpozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidadanular - velocidad de caída(Observación: La velocidad de caída, la

velocidad de transporte y los efectos de lareología y de las condiciones hidráulicassobre el transporte de los recortes sedescribirán detalladamente en otrocapítulo.)

El transporte de recortes en los pozosde alto ángulo y horizontales es másdifícil que en los pozos verticales. La

velocidad de transporte, tal como fuedefinida para los pozos verticales, no esaplicable en el caso de pozos desviados,visto que los recortes se sedimentan enla parte baja del pozo, en sentidoperpendicular a la trayectoria de flujodel fluido, y no en sentido contrario alflujo de fluido de perforación. En lospozos horizontales, los recortes seacumulan a lo largo de la parte inferiordel pozo, formando camas de recortes.Estas camas restringen el flujo,aumentan el torque, y son difíciles deeliminar.

Se usan dos métodos diferentes paralas situaciones de limpieza difícil delpozo que suelen ser encontradas en lospozos de alto ángulo y horizontales:a) El uso de fluidos tixotrópicos que

disminuyen su viscosidad con elesfuerzo de corte y que tienen unaalta Viscosidad a Muy BajaVelocidad de Corte (LSRV) ycondiciones de flujo laminar.Ejemplos de estos tipos de fluidoincluyen los sistemas debiopolímeros como FLO-PRO®, y laslechadas de bentonita floculadas talcomo el sistema DRILPLEXTM deHidróxido de Metales Mezclados(MMH). Dichos sistemas de fluidosde perforación proporcionan unaalta viscosidad con un perfil develocidad anular relativamenteplano, limpiando una mayorporción de la sección transversaldel pozo. Este método tiende asuspender los recortes en latrayectoria de flujo del lodo eimpide que los recortes sesedimenten en la parte baja delpozo. Con los lodos densificados, eltransporte de los recortes puede sermejorado aumentando lasindicaciones de 3 y 6 RPM delcuadrante de Fann (indicaciones deLSRV) de 1 a 1 1/2 veces el tamañodel pozo en pulgadas, y usando elmás alto caudal laminar posible.

b) El uso de un alto caudal y de unlodo fluido para obtener un flujoturbulento. El flujo turbulentoproporcionará una buena limpiezadel pozo e impedirá que los recortesse sedimenten durante lacirculación, pero éstos sesedimentarán rápidamente cuandose interrumpa la circulación. Estemétodo funciona manteniendo los

La velocidada la cual unrecorte sesedimenta enun fluido...

El uso defluidostixotrópicosquedisminuyensu viscosidadcon elesfuerzo decorte y quetienen unaaltaViscosidad aMuy BajaVelocidad deCorte...

recortes suspendidos bajo el efectode la turbulencia y de las altasvelocidades anulares. Es más eficazcuando se usan fluidos nodensificados de baja densidad enformaciones competentes (que no sedesgastan fácilmente). La eficacia deesta técnica puede ser limitada pordistintos factores, incluyendo unagujero de gran tamaño, una bombade baja capacidad, una integridadinsuficiente de la formación y el usode motores de fondo y herramientasde fondo que limitan el caudal.

Densidad. Los fluidos de altadensidad facilitan la limpieza del pozoaumentando las fuerzas de flotaciónque actúan sobre los recortes, lo cualcontribuye a su remoción del pozo. Encomparación con los fluidos de menordensidad, los fluidos de alta densidadpueden limpiar el agujero de maneraadecuada, aun con velocidades anularesmás bajas y propiedades reológicasinferiores. Sin embargo, el peso del lodoen exceso del que se requiere paraequilibrar las presiones de la formacióntiene un impacto negativo sobre laoperación de perforación; por lo tanto,este peso nunca debe ser aumentado aefectos de limpieza del agujero.

Rotación de la columna deperforación. Las altas velocidades derotación también facilitan la limpiezadel pozo introduciendo uncomponente circular en la trayectoriadel flujo anular. Este flujo helicoidal(en forma de espiral o sacacorchos)alrededor de la columna deperforación hace que los recortes deperforación ubicados cerca de la pared

del pozo, donde existen condicionesde limpieza del pozo deficientes,regresen hacia las regiones del espacioanular que tienen mejorescaracterísticas de transporte. Cuandoes posible, la rotación de la columnade perforación constituye uno de losmejores métodos para retirar camasde recortes en pozos de alto ángulo ypozos horizontales.

2. CONTROL DE LAS PRESIONES DE LAFORMACIÓN

Como se mencionó anteriormente,una función básica del fluido deperforación es controlar las presiones dela formación para garantizar unaoperación de perforación segura.Típicamente, a medida que la presiónde la formación aumenta, se aumenta ladensidad del fluido de perforaciónagregando barita para equilibrar laspresiones y mantener la estabilidad delagujero. Esto impide que los fluidos deformación fluyan hacia el pozo y quelos fluidos de formación presurizadoscausen un reventón. La presión ejercidapor la columna de fluido de perforaciónmientras está estática (no circulando) sellama presión hidrostática y depende dela densidad (peso del lodo) y de laProfundidad Vertical Verdadera (TVD)del pozo. Si la presión hidrostática de lacolumna de fluido de perforación esigual o superior a la presión de laformación, los fluidos de la formaciónno fluirán dentro del pozo.

Mantener un pozo “bajo control” sedescribe frecuentemente como unconjunto de condiciones bajo las cualesningún fluido de la formación fluyedentro del pozo. Pero esto tambiénincluye situaciones en las cuales sepermite que los fluidos de la formaciónfluyan dentro del pozo – bajocondiciones controladas. Dichascondiciones varían – de los casos enque se toleran altos niveles de gas defondo durante la perforación, asituaciones en que el pozo producecantidades comerciales de petróleo y gasmientras se está perforando. El controlde pozo (o control de presión) significaque no hay ningún flujo incontrolablede fluidos de la formación dentro delpozo.

La presión hidrostática tambiéncontrola los esfuerzos adyacentes al

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Las altasvelocidadesde rotacióntambiénfacilitan lalimpieza delpozo…

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pozo y que no son ejercidos por losfluidos de la formación. En las regionesgeológicamente activas, las fuerzastectónicas imponen esfuerzos sobre lasformaciones y pueden causar lainestabilidad de los pozos, aunque lapresión del fluido de la formación estéequilibrada. Los pozos ubicados enformaciones sometidas a esfuerzostectónicos pueden ser estabilizadosequilibrando estos esfuerzos con lapresión hidrostática. Igualmente, laorientación del pozo en los intervalosde alto ángulo y horizontales puedereducir la estabilidad del pozo, lo cualtambién se puede controlar con lapresión hidrostática.

Las presiones normales de formaciónvarían de un gradiente de presión de0,433 psi/pie (equivalente a 8,33 lb/galde agua dulce) en las áreas ubicadastierra adentro, a 0,465 psi/pie(equivalente a 8,95 lb/gal) en lascuencas marinas. La elevación,ubicación, y varios procesos e historiasgeológicas crean condiciones donde laspresiones de la formación se desvíanconsiderablemente de estos valoresnormales. La densidad del fluido deperforación puede variar desde ladensidad del aire (básicamente 0psi/pie) hasta más de 20,0 lb/gal (1,04psi/pie).

Las formaciones con presiones pordebajo de lo normal se perforanfrecuentemente con aire, gas, niebla,espuma rígida, lodo aireado o fluidosespeciales de densidad ultrabaja(generalmente a base de petróleo).

El peso de lodo usado para perforarun pozo está limitado por el pesomínimo necesario para controlar laspresiones de la formación y el pesomáximo del lodo que no fracturará laformación. En la práctica, convienelimitar el peso del lodo al mínimonecesario para asegurar el control delpozo y la estabilidad del pozo.

3. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DERECORTES

Los lodos de perforación debensuspender los recortes de perforación,los materiales densificantes y losaditivos bajo una amplia variedad decondiciones, sin embargo debenpermitir la remoción de los recortespor el equipo de control de sólidos.Los recortes de perforación que se

sedimentan durante condicionesestáticas pueden causar puentes yrellenos, los cuales, por su parte,pueden producir el atascamiento de latubería o la pérdida de circulación. Elmaterial densificante que se sedimentaconstituye un asentamiento y causagrandes variaciones de la densidad delfluido del pozo. El asentamientoocurre con mayor frecuencia bajocondiciones dinámicas en los pozos dealto ángulo donde el fluido estácirculando a bajas velocidadesanulares.

Las altas concentraciones de sólidosde perforación son perjudiciales paraprácticamente cada aspecto de laoperación de perforación,principalmente la eficacia de laperforación y la velocidad depenetración (ROP). Estasconcentraciones aumentan el peso y laviscosidad del lodo, produciendomayores costos de mantenimiento yuna mayor necesidad de dilución.También aumentan la potenciarequerida para la circulación, el espesordel revoque, el torque y el arrastre, y laprobabilidad de pegadura por presióndiferencial.

Se debe mantener un equilibrio entrelas propiedades del fluido deperforación que suspenden los recortesy las propiedades que facilitan laremoción de los recortes por el equipode control de sólidos. La suspensión delos recortes requiere fluidos de altaviscosidad que disminuyen suviscosidad con el esfuerzo de corte conpropiedades tixotrópicas, mientras queel equipo de remoción de sólidos suelefuncionar más eficazmente con fluidosde viscosidad más baja. El equipo decontrol de sólidos no es tan eficaz conlos fluidos de perforación que nodisminuyen su viscosidad con elesfuerzo de corte, los cuales tienen unalto contenido de sólidos y una altaviscosidad plástica.

Para lograr un control de sólidoseficaz, los sólidos de perforación debenser extraídos del fluido de perforacióndurante la primera circulaciónproveniente del pozo. Al ser circuladosde nuevo, los recortes se descomponenen partículas más pequeñas que sonmás difíciles de retirar. Un simplemétodo para confirmar la remoción de

Los lodos deperforacióndebensuspender losrecortes deperforación…

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los sólidos de perforación consiste encomparar el porcentaje de arena en ellodo en la línea de flujo y en el tanquede succión.

4. OBTURACIÓN DE LASFORMACIONES PERMEABLESLa permeabilidad se refiere a lacapacidad de los fluidos de fluir a travésde formaciones porosas; las formacionesdeben ser permeables para que loshidrocarburos puedan ser producidos.Cuando la presión de la columna delodo es más alta que la presión de laformación, el filtrado invade laformación y un revoque se deposita enla pared del pozo. Los sistemas de fluidode perforación deberían estar diseñadospara depositar sobre la formación undelgado revoque de baja permeabilidadcon el fin de limitar la invasión defiltrado. Esto mejora la estabilidad delpozo y evita numerosos problemas deperforación y producción. Los posiblesproblemas relacionados con un gruesorevoque y la filtración excesiva incluyenlas condiciones de pozo “reducido”,registros de mala calidad, mayor torquey arrastre, tuberías atascadas, pérdida decirculación, y daños a la formación.

En las formaciones muy permeablescon grandes gargantas de poros, el lodoentero puede invadir la formación,según el tamaño de los sólidos del lodo.Para estas situaciones, será necesario usaragentes puenteantes para bloquear lasaberturas grandes, de manera que lossólidos del lodo puedan formar un sello.Para ser eficaces, los agentes puenteantesdeben tener un tamañoaproximadamente igual a la mitad deltamaño de la abertura más grande. Losagentes puenteantes incluyen elcarbonato de calcio, la celulosa molida yuna gran variedad de materiales depérdida por infiltración u otrosmateriales finos de pérdida decirculación.

Según el sistema de fluido deperforación que se use, varios aditivospueden ser aplicados para mejorar elrevoque, limitando la filtración. Estosincluyen la bentonita, los polímerosnaturales y sintéticos, el asfalto y lagilsonita, y los aditivos desfloculantesorgánicos.

5. MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDADDEL AGUJERO

La estabilidad del pozo constituye unequilibrio complejo de factoresmecánicos (presión y esfuerzo) yquímicos. La composición química y laspropiedades del lodo deben combinarsepara proporcionar un pozo estable hastaque se pueda introducir y cementar latubería de revestimiento.Independientemente de la composiciónquímica del fluido y otros factores, elpeso del lodo debe estar comprendidodentro del intervalo necesario paraequilibrar las fuerzas mecánicas queactúan sobre el pozo (presión de laformación, esfuerzos del pozorelacionados con la orientación y latectónica). La inestabilidad del pozosuele ser indicada por el derrumbe de laformación, causando condiciones deagujero reducido, puentes y rellenodurante las maniobras. Esto requieregeneralmente el ensanchamiento delpozo hasta la profundidad original. (Sedebe tener en cuenta que estos mismossíntomas también indican problemas delimpieza del pozo en pozos de altoángulo y pozos difíciles de limpiar.)

La mejor estabilidad del pozo seobtiene cuando éste mantiene sutamaño y su forma cilíndrica original. Aldesgastarse o ensancharse de cualquiermanera, el pozo se hace más débil y esmás difícil de estabilizar. Elensanchamiento del pozo produce unamultitud de problemas, incluyendobajas velocidades anulares, falta delimpieza del pozo, mayor carga desólidos, evaluación deficiente de la

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Laestabilidaddel pozoconstituyeun equilibriocomplejo...

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formación, mayores costos decementación y cementacióninadecuada.

El ensanchamiento del pozo a travésde las formaciones de arena y arenisca sedebe principalmente a las accionesmecánicas, siendo la erosióngeneralmente causada por las fuerzashidráulicas y las velocidades excesivas através de las toberas de la barrena. Sepuede reducir considerablemente elensanchamiento del pozo a través de lassecciones de arena adoptando unprograma de hidráulica más prudente,especialmente en lo que se refiere a lafuerza de impacto y a la velocidad de latobera. Las arenas mal consolidadas ydébiles requieren un ligero sobrebalancey un revoque de buena calidad quecontenga bentonita para limitar elensanchamiento del pozo.

En las lutitas, si el peso del lodo essuficiente para equilibrar los esfuerzos dela formación, los pozos songeneralmente estables – inicialmente.Con lodos a base de agua, las diferenciasquímicas causan interacciones entre elfluido de perforación y la lutita, lascuales pueden producir (con el tiempo)el hinchamiento o el ablandamiento.Esto causa otros problemas, tales comoel asentamiento y condiciones deagujero reducido. Las lutitas secas,quebradizas, altamente fracturadas, conaltos ángulos de buzamiento pueden serextremadamente inestables cuando sonperforadas. La insuficiencia de estasformaciones secas y quebradizas esprincipalmente de carácter mecánico ynormalmente no está relacionada conlas fuerzas hidráulicas o químicas.

Varios inhibidores o aditivos químicospueden ser agregados para facilitar elcontrol de las interacciones entre el lodoy la lutita. Los sistemas con altos nivelesde calcio, potasio u otros inhibidoresquímicos son mejores para perforar enformaciones sensibles al agua. Sales,polímeros, materiales asfálticos, glicoles,aceites, agentes tensioactivos y otrosinhibidores de lutita pueden ser usadosen los fluidos de perforación a base deagua para inhibir el hinchamiento de lalutita e impedir el derrumbe. La lutitaestá caracterizada por composiciones ysensibilidades tan variadas que no sepuede aplicar universalmente ningúnaditivo en particular.

Los fluidos de perforación a base depetróleo o sintéticos se usanfrecuentemente para perforar las lutitasmás sensibles al agua, en áreas donde lascondiciones de perforación son difíciles.Estos fluidos proporcionan una mejorinhibición de lutita que los fluidos deperforación a base de agua. Las arcillas ylutitas no se hidratan ni se hinchan enla fase continua, y la inhibiciónadicional es proporcionada por la fase desalmuera emulsionada (generalmentecloruro de calcio) de estos fluidos. Lasalmuera emulsionada reduce laactividad del agua y crea fuerzasosmóticas que impiden la adsorción delagua por las lutitas.

6. MINIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS ALA FORMACIÓN

La protección del yacimiento contradaños que podrían perjudicar laproducción es muy importante.Cualquier reducción de la porosidad opermeabilidad natural de unaformación productiva es consideradacomo daño a la formación. Estosdaños pueden producirse comoresultado de la obturación causada porel lodo o los sólidos de perforación, ode las interacciones químicas (lodo) ymecánicas (conjunto de perforación)con la formación. El daño a laformación es generalmente indicadopor un valor de daño superficial o porla caída de presión que ocurre mientrasel pozo está produciendo (diferencialde presión del yacimiento al pozo).

La proteccióndelyacimientocontradaños…esmuyimportante

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El tipo de procedimiento y métodode completación determinará el nivelde protección requerido para laformación. Por ejemplo, cuando unpozo está entubado, cementado yperforado, la profundidad deperforación permite generalmente unaproducción eficaz, a pesar de los dañosque puedan existir cerca del agujero.En cambio, cuando se termina unpozo horizontal usando uno de losmétodos de “completación en pozoabierto”, se requiere usar un fluido de“perforación del yacimiento” –diseñado especialmente paraminimizar los daños. Aunque losdaños causados por el fluido deperforación no sean casi nunca tanimportantes que no se pueda producirel petróleo y/o gas, sería prudentetener en cuenta los posibles daños a laformación al seleccionar un fluido paraperforar los intervalos productivospotenciales.

Algunos de los mecanismos máscomunes causantes de daños a laformación son los siguientes:a) Invasión de la matriz de la

formación por el lodo o los sólidosde perforación, obturando los poros.

b) Hinchamiento de las arcillas de laformación dentro del yacimiento,reduciendo la permeabilidad.

c) Precipitación de los sólidos comoresultado de la incompatibilidadentre el filtrado y los fluidos de laformación.

d) Precipitación de los sólidos delfiltrado del lodo con otros fluidos,tales como las salmueras o losácidos, durante los procedimientosde completación o estimulación.

e) Formación de una emulsión entre elfiltrado y los fluidos de laformación, limitando lapermeabilidad.La posibilidad de daños a la

formación puede ser determinada apartir de los datos de pozos dereferencia y del análisis de los núcleosde la formación para determinar lapermeabilidad de retorno. Fluidos deperforación diseñados para minimizarun problema en particular, fluidos deperforación del yacimiento diseñadosespecialmente, o fluidos derehabilitación y completación pueden

ser usados para minimizar los daños ala formación.

7. ENFRIAMIENTO, LUBRICACIÓN YSOSTENIMIENTO DE LA BARRENA YDEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN

Las fuerzas mecánicas e hidráulicasgeneran una cantidad considerable decalor por fricción en la barrena y en laszonas donde la columna de perforaciónrotatoria roza contra la tubería derevestimiento y el pozo. La circulacióndel fluido de perforación enfría labarrena y el conjunto de perforación,alejando este calor de la fuente ydistribuyéndolo en todo el pozo. Lacirculación del fluido de perforaciónenfría la columna de perforación hastatemperaturas más bajas que latemperatura de fondo. Además deenfriar, el fluido de perforación lubricala columna de perforación, reduciendoaún más el calor generado por fricción.Las barrenas, los motores de fondo y loscomponentes de la columna deperforación fallarían más rápidamentesi no fuera por los efectos refrigerantes ylubricantes del fluido de perforación.

La lubricidad de un fluido enparticular es medida por su Coeficientede Fricción (COF), y algunos lodosproporcionan una lubricación máseficaz que otros. Por ejemplo, los lodosbase de aceite y sintético lubricanmejor que la mayoría de los lodos baseagua, pero éstos pueden ser mejoradosmediante la adición de lubricantes. Encambio, los lodos base aguaproporcionan una mayor lubricidad ycapacidad refrigerante que el aire o elgas.

El coeficiente de lubricaciónproporcionado por un fluido deperforación varía ampliamente ydepende del tipo y de la cantidad desólidos de perforación y materialesdensificantes, además de lacomposición química del sistema – pH,salinidad y dureza. La modificación dela lubricidad del lodo no es una cienciaexacta. Aun cuando se ha realizadouna evaluación exhaustiva, teniendoen cuenta todos los factorespertinentes, es posible que laaplicación de un lubricante noproduzca la reducción anticipada deltorque y del arrastre.

Lalubricidad deun fluido enparticular esmedidapor…

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Altos valores de torque y arrastre, undesgaste anormal, y el agrietamientopor calor de los componentes de lacolumna de perforación constituyenindicios de una lubricación deficiente.Sin embargo, se debe tener en cuentaque estos problemas también puedenser causados por grandes patas deperro y problemas de desviación,embolamiento de la barrena,asentamiento ojo de llave, falta delimpieza del agujero y diseñoincorrecto del conjunto de fondo.Aunque un lubricante pueda reducirlos síntomas de estos problemas, lacausa propiamente dicha debe sercorregida para solucionar el problema.

El fluido de perforación ayuda asoportar una porción del peso de lacolumna de perforación o tubería derevestimiento mediante la flotabilidad.Cuando una columna de perforación,una tubería de revestimiento corta ouna tubería de revestimiento estásuspendida en el fluido de perforación,una fuerza igual al peso del lododesplazado la mantiene a flote,reduciendo la carga del gancho en latorre de perforación. La flotabilidadestá directamente relacionada con elpeso del lodo; por lo tanto, un fluidode 18-lb/gal proporcionará el doble dela flotabilidad proporcionada por unfluido de 9-lb/gal.

El peso que una torre de perforaciónpuede sostener está limitado por sucapacidad mecánica, un factor que sehace cada vez más importante con elaumento de la profundidad, a medidaque el peso de la sarta de perforación yde la tubería de revestimiento se haceenorme. Aunque la mayoría de losequipos de perforación tengansuficiente capacidad para manejar elpeso de la columna de perforación sinflotabilidad, éste es un factorimportante que se debe tener encuenta al evaluar el punto neutro(cuando la columna de perforación noestá sometida a ningún esfuerzo detensión o compresión). Sin embargo,cuando se introducen largas y pesadastuberías de revestimiento, se puedeusar la flotabilidad para proporcionaruna ventaja importante. Cuando seusa la flotabilidad, es posible introducirtuberías de revestimiento cuyo pesoexcede la capacidad de carga delgancho de un equipo de perforación.

Si la tubería de revestimiento no estácompletamente llena de lodo al serintroducida dentro del agujero, elvolumen vacío dentro de la tubería derevestimiento aumenta la flotabilidad,reduciendo considerablemente la cargadel gancho a utilizar. Este proceso sellama “introducción por flotación”(“floating in”) de la tubería derevestimiento.

8. TRANSMISIÓN DE LA ENERGÍAHIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS YA LA BARRENA

La energía hidráulica puede ser usadapara maximizar la velocidad depenetración (ROP), mejorando laremoción de recortes en la barrena. Estaenergía también alimenta los motoresde fondo que hacen girar la barrena ylas herramientas de Medición alPerforar (MWD) y Registro al Perforar(LWD). Los programas de hidráulica sebasan en el dimensionamiento correctode las toberas de la barrena para utilizarla potencia disponible (presión oenergía) de la bomba de lodo a fin demaximizar la caída de presión en labarrena u optimizar la fuerza deimpacto del chorro sobre el fondo delpozo. Los programas de hidráulica estánlimitados por la potencia disponible dela bomba, las pérdidas de presióndentro de la columna de perforación, lapresión superficial máxima permisible yel caudal óptimo. Los tamaños de lastoberas se seleccionan con el fin deaprovechar la presión disponible en labarrena para maximizar el efecto delimpacto de lodo en el fondo del pozo.Esto facilita la remoción de los recortesdebajo de la barrena y ayuda amantener limpia la estructura de corte.

Las pérdidas de presión en la columnade perforación son mayores cuando seusan fluidos con densidades,viscosidades plásticas y contenidos desólidos más altos. El uso de tuberías deperforación o juntas de tubería deperforación de pequeño diámetrointerior (DI), motores de fondo yherramientas de MWD/LWD reduce lacantidad de presión disponible en labarrena. Los fluidos de perforación quedisminuyen su viscosidad con elesfuerzo de corte, de bajo contenido desólidos, o los fluidos que tienencaracterísticas reductoras de arrastre,

La energíahidráulicapuede serusada paramaximizarla velocidaddepenetración(ROP)…

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son más eficaces para transmitir laenergía hidráulica a las herramientas deperforación y a la barrena.

En los pozos someros, la potenciahidráulica disponible es generalmentesuficiente para asegurar la limpiezaeficaz de la barrena. Como la presióndisponible en la columna deperforación disminuye a medida que seaumenta la profundidad del pozo, sealcanzará una profundidad a la cual lapresión será insuficiente para asegurar lalimpieza óptima de la barrena. Se puedeaumentar esta profundidad controlandocuidadosamente las propiedades dellodo.

9. ASEGURAR LA EVALUACIÓNADECUADA DE LA FORMACIÓN

La evaluación correcta de la formaciónes esencial para el éxito de la operaciónde perforación, especialmente durantela perforación exploratoria. Laspropiedades químicas y físicas del lodoafectan la evaluación de la formación.Las condiciones físicas y químicas delagujero después de la perforacióntambién afectan la evaluación de laformación. Durante la perforación,técnicos llamados registradores de lodo(Mud Loggers) controlan la circulacióndel lodo y de los recortes para detectarindicios de petróleo y gas. Estostécnicos examinan los recortes paradeterminar la composición mineral, lapaleontología y detectar cualquierindicio visual de hidrocarburos. Estainformación se registra en un registrogeológico (mud log) que indica la

litología, la velocidad de penetración(ROP), la detección de gas y los recortesimpregnados de petróleo, además deotros parámetros geológicos y deperforación importantes.

Los registros eléctricos con cable sonrealizados para evaluar la formacióncon el fin de obtener informaciónadicional. También se pueden obtenernúcleos de pared usando herramientastransportadas por cable de alambre. Losregistros con cable incluyen la mediciónde las propiedades eléctricas, sónicas,nucleares y de resonancia magnética dela formación, para identificar la litologíay los fluidos de la formación.Herramientas de LWD están disponiblespara obtener un registro continuomientras se perfora el pozo. También seperfora una sección cilíndrica de la roca(un núcleo) en las zonas de producciónpara realizar la evaluación en ellaboratorio con el fin de obtener lainformación deseada. Las zonasproductivas potenciales son aisladas yevaluadas mediante la realización dePruebas de Intervalo (FT) o Pruebas deProductividad Potencial de laFormación (DST) para obtener datos depresión y muestras de fluido.

Todos estos métodos de evaluación dela formación son afectados por el fluidode perforación. Por ejemplo, si losrecortes se dispersan en el lodo, elgeólogo no tendrá nada que evaluar enla superficie. O si el transporte de losrecortes no es bueno, será difícil para elgeólogo determinar la profundidad a lacual los recortes se originaron. Los lodosa base de petróleo, lubricantes, asfaltosy otros aditivos ocultarán los indiciosde hidrocarburos en los recortes. Ciertosregistros eléctricos son eficaces enfluidos conductores, mientras que otroslo son en fluidos no conductores. Laspropiedades del fluido de perforaciónafectarán la medición de laspropiedades de la roca por lasherramientas eléctricas de cable. Elfiltrado excesivo puede expulsar elpetróleo y el gas de la zona próxima alagujero, perjudicando los registros y lasmuestras obtenidas por las pruebas FT oDST. Los lodos que contienen altasconcentraciones iónicas de potasioperjudican el registro de laradioactividad natural de la formación.La salinidad alta o variable del filtrado

Laevaluacióncorrecta dela formaciónes esencialpara eléxito…

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puede dificultar o impedir lainterpretación de los registros eléctricos.

Las herramientas de registro con cabledeben ser introducidas desde lasuperficie hasta el fondo, y laspropiedades de la roca se miden amedida que las herramientas sonretiradas del pozo. Para un registro concable óptimo, el lodo no debe serdemasiado denso y debe mantener laestabilidad del pozo y suspendercualesquier recortes o derrumbes.Además, el pozo debe mantener elmismo calibre desde la superficie hastael fondo, visto que el ensanchamientoexcesivo del diámetro interior y/o losrevoques gruesos pueden producirdiferentes respuestas al registro yaumentar la posibilidad de bloqueo dela herramienta de registro.

La selección del lodo requerido paraperforar un núcleo está basada en eltipo de evaluación a realizar. Si se extraeun núcleo solamente para determinar lalitología (análisis mineral), el tipo delodo no es importante. Si el núcleo seráusado para estudios de inyección deagua y/o humectabilidad, será necesariousar un lodo “suave” a base de agua, depH neutro, sin agentes tensioactivos odiluyentes. Si el núcleo será usado paramedir la saturación de agua delyacimiento, se suele recomendar unlodo suave a base de aceite con unacantidad mínima de agentestensioactivos y sin agua o sal. Muchasoperaciones de extracción de núcleosespecifican un lodo suave con unacantidad mínima de aditivos.

10. CONTROL DE LA CORROSIÓNLos componentes de la columna deperforación y tubería de revestimientoque están constantemente en contactocon el fluido de perforación estánpropensos a varias formas decorrosión. Los gases disueltos talescomo el oxígeno, dióxido de carbonoy sulfuro de hidrógeno pueden causargraves problemas de corrosión, tantoen la superficie como en el fondo delpozo. En general, un pH bajo agrava lacorrosión. Por lo tanto, una funciónimportante del fluido de perforaciónes mantener la corrosión a un nivelaceptable. Además de proteger lassuperficies metálicas contra lacorrosión, el fluido de perforación no

debería dañar los componentes decaucho o elastómeros. Cuando losfluidos de la formación y/o otrascondiciones de fondo lo justifican,metales y elastómeros especialesdeberían ser usados. Muestras decorrosión deberían ser obtenidasdurante todas las operaciones deperforación para controlar los tipos ylas velocidades de corrosión.La aireación del lodo, formación deespuma y otras condiciones deoxígeno ocluido pueden causar gravesdaños por corrosión en poco tiempo.Los inhibidores químicos ysecuestradores son usados cuando elriesgo de corrosión es importante. Losinhibidores químicos deben seraplicados correctamente. Las muestrasde corrosión deberían ser evaluadaspara determinar si se está usando elinhibidor químico correcto y si lacantidad es suficiente. Esto mantendrála velocidad de corrosión a un nivelaceptable.El sulfuro de hidrógeno puede causaruna falla rápida y catastrófica de lacolumna de perforación. Esteproducto también es mortal para losseres humanos, incluso después decortos periodos de exposición y enbajas concentraciones. Cuando seperfora en ambientes de altocontenido de H2S, se recomienda usarfluidos de alto pH, combinados conun producto químico secuestrador desulfuro, tal como el cinc.

11. FACILITAR LA CEMENTACIÓN YCOMPLETACIÓN

El fluido de perforación debe producirun pozo dentro del cual la tubería derevestimiento puede ser introducida ycementada eficazmente, y que nodificulte las operaciones decompletación. La cementación es críticapara el aislamiento eficaz de la zona y lacompletación exitosa del pozo. Durantela introducción de la tubería derevestimiento, el lodo debe permanecerfluido y minimizar el suabeo ypistoneo, de manera que no seproduzca ninguna pérdida decirculación inducida por las fracturas.Resulta más fácil introducir la tubería derevestimiento dentro de un pozo liso de

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Los gasesdisueltos…puedencausargravesproblemas decorrosión

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calibre uniforme, sin recortes,derrumbes o puentes. El lodo deberíatener un revoque fino y liso. Para que sepueda cementar correctamente latubería de revestimiento, todo el lododebe ser desplazado por losespaciadores, los fluidos de limpieza y elcemento. El desplazamiento eficaz dellodo requiere que el pozo tenga uncalibre casi uniforme y que el lodotenga una baja viscosidad y bajasresistencias de gel no progresivas. Lasoperaciones de completación talescomo la perforación y la colocación defiltros de grava también requieren queel pozo tenga un calibre casi uniforme ypueden ser afectadas por lascaracterísticas del lodo.

12. MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE ELMEDIO AMBIENTE

Con el tiempo, el fluido deperforación se convierte en undesecho y debe ser eliminado deconformidad con los reglamentosambientales locales. Los fluidos debajo impacto ambiental que puedenser eliminados en la cercanía del pozoson los más deseables.

La mayoría de los países hanestablecido reglamentos ambientaleslocales para los desechos de fluidos deperforación. Los fluidos a base deagua, a base de petróleo, anhidros ysintéticos están sujetos a diferentesconsideraciones ambientales y no

existe ningún conjunto único decaracterísticas ambientales que seaaceptable para todas las ubicaciones.Esto se debe principalmente a lascondiciones complejas y cambiantesque existen por todo el mundo – laubicación y densidad de laspoblaciones humanas, la situacióngeográfica local (costa afuera o entierra), altos o bajos niveles deprecipitación, la proximidad del sitiode eliminación respecto a las fuentesde agua superficiales y subterráneas, lafauna y flora local, y otrascondiciones.

RESUMEN

La recomendación de un sistema defluido de perforación debería estarbasada en la capacidad del fluido paralograr las funciones esenciales yminimizar los problemas anticipados enel pozo. Aunque las funciones descritasen este capítulo sirvan de pautas para laselección del lodo, estas funciones nodeberían constituir la única base para laselección de un fluido de perforaciónpara un pozo en particular. El proceso deselección debe fundarse en una ampliabase de experiencias, conocimientoslocales y el estudio de las mejorestecnologías disponibles.

Selección del lodo. Inicialmente, laanticipación de los problemas del pozoayuda a seleccionar un sistema defluido de perforación específico para unpozo en particular. Sin embargo, otrosfactores pueden existir, exigiendo el usode un sistema diferente. El costo, ladisponibilidad de los productos y losfactores ambientales siempre sonconsideraciones importantes. Noobstante, la experiencia y laspreferencias de los representantes de lacompañía petrolera suelen ser losfactores decisivos.

Muchos pozos son perforados conéxito usando fluidos que no fueronseleccionados simplemente por razonesde rendimiento. El éxito de estos pozosse debe a los ingenieros de lodoexperimentados que adaptan el sistemade fluido de perforación para satisfacerlas condiciones específicas encontradasen cada pozo.

El lododebería tenerun revoquefino y liso.

FuncionesCAPÍTULO

2


Propiedades vs. funciones del lodo.Diferentes propiedades del lodo puedenafectar a una función en particular dellodo. Aunque el ingeniero de lodo sólomodifique una o dos propiedades paracontrolar una función en particular delfluido de perforación, es posible queotra función sea afectada. Se debereconocer el efecto que las propiedadesdel lodo tienen sobre todas lasfunciones, así como la importanciarelativa de cada función. Por ejemplo,la presión de la formación escontrolada principalmente mediante lamodificación del peso del lodo, pero elefecto de la viscosidad sobre laspérdidas de presión anular y laDensidad Equivalente de Circulación(ECD) debería ser considerado paraevitar la pérdida de circulación.

Cuando las funciones están enconflicto. La ingeniería de fluidos deperforación casi siempre impone“concesiones mutuas” en lo que serefiere al tratamiento y almantenimiento de las propiedadesnecesarias para lograr las funcionesrequeridas. Un lodo de alta viscosidadpuede mejorar la limpieza del pozo,pero también puede reducir la eficaciahidráulica, aumentar la retención desólidos, reducir la velocidad depenetración y modificar los requisitosde dilución y tratamiento químico. Losingenieros de fluidos de perforaciónexperimentados están conscientes deestas concesiones mutuas y sabencómo mejorar una función mientrasminimizan el impacto de lasmodificaciones de las propiedades dellodo sobre las otras funciones.

La ingenieríade fluidos deperforacióncasi siempreimpone“concesionesmutuas”…

Pruebas

Pruebas 3.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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Prueba del Lodo Base Agua .................................................................... 3.3

Sección 1. Densidad del Fluido (Peso del Lodo) ................................................. 3.3

Sección 2. Viscosidad ........................................................................................................ 3.4

A) Viscosímetro de Marsh ........................................................................................................... 3.4

B) Viscosímetro Rotativo ............................................................................................................. 3.5

Sección 3. Filtración .......................................................................................................... 3.7

A) Filtrado API ............................................................................................................................. 3.7

B) Filtración de Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP) ............................................................ 3.8

C) Compresibilidad del Revoque .............................................................................................. 3.11

Sección 4. Contenido de Arena ................................................................................. 3.11

Sección 5. Contenido de Líquidos y Sólidos ....................................................... 3.12

A) Procedimiento: Retorta ....................................................................................................... 3.12

B) Capacidad de Azul de Metileno (Intercambio catiónico) .................................................... 3.14

C) Capacidad de Azul de Metileno de la Lutita ....................................................................... 3.14

D) Prueba de Eficacia del Floculante ........................................................................................ 3.15

Sección 6. Concentración Iónica de Hidrógeno (pH) .................................... 3.15

A) Papel pH (palillos indicadores) ............................................................................................. 3.15

B) Medidor de pH....................................................................................................................... 3.16

Sección 7. Análisis Químico de los Fluidos de Perforación Base Agua ... 3.17

A) Alcalinidad (Pf, Mf, Pm y Contenido de Cal) ..................................................................... 3.17

B) Prueba del Tren de Gas de Garrett (GGT) para Carbonatos ............................................... 3.19

C) Cloruro (Cl-) ......................................................................................................................... 3.21

D) Calcio – Análisis Cualitativo ................................................................................................ 3.22

E) Dureza Total .......................................................................................................................... 3.22

F) Dureza en Filtrados Oscuros ................................................................................................. 3.23

G) Sulfato ................................................................................................................................... 3.25

H) Potasio (K+) ........................................................................................................................... 3.26

I) Concentración Iónica de Nitrato .......................................................................................... 3.28

J) Concentración de Polímero PHPA ........................................................................................ 3.30

Sección 8. Análisis Químico Relacionado con la Corrosión ....................... 3.32

A) Óxido de Cinc (ZnO) y Carbonato de Cinc Básico (ZnCO3•Zn(OH)2) ............................. 3.32

B) Incrustación de Sulfuro de Hierro (Análisis Cualitativo) .................................................... 3.33

C) Sulfuro de Hidrógeno (H2S) ................................................................................................. 3.33

D) Fosfato .................................................................................................................................. 3.35

E) Secuestrante de Oxígeno: Contenido de SO3= .................................................................... 3.38

Sección 9. Resistividad ................................................................................................... 3.39

Sección 10. Procedimiento de Prueba de Glicol ............................................... 3.40

A) Refractómetro ....................................................................................................................... 3.40

B) Análisis en Retorta de Dos Temperaturas para Sistemas de Glicol ..................................... 3.40

C) Determinación Química del Glicol Usando una Centrífuga ............................................. 3.41

Sección 11. Concentración de KLA-GARD ............................................................... 3.41

PruebasCAPÍTULO

3


Sección 12. Procedimiento de Prueba de Taponamiento dePermeabilidad ......................................................................................................................3.43

Sección 13. Viscosímetro Brookfield ....................................................................... 3.45

Sección 14. Cupones de Corrosión de la Tubería de Perforación ........................................................................................................................... 3.48

A) Procedimiento de Monitoreo del Cupón ............................................................................ 3.49

B) Análisis de los Cupones en Laboratorio .............................................................................. 3.49

C) Cálculo de las Velocidades de Corrosión ............................................................................ 3.50

Prueba del Lodo Base Aceite (Incluyendo losFluidos Base Aceite Diesel, Base Aceite Mineral yBase Sintético) ...................................................... 3.52Sección 1. Determinación del Punto de Anilina .............................................. 3.52

Sección 2. Densidad (Peso del Lodo) ...................................................................... 3.52

Sección 3. Viscosidad y Esfuerzo de Gel ................................................................ 3.53

A) Viscosímetro de Marsh ......................................................................................................... 3.53

B) Viscosímetro Rotativo ........................................................................................................... 3.53

Sección 4. Filtración ........................................................................................................ 3.55

Sección 5. Actividad ........................................................................................................ 3.57

Sección 6. Estabilidad Eléctrica ................................................................................. 3.57

Sección 7. Líquidos y Sólidos ...................................................................................... 3.58

Sección 8. Análisis Químico de los Lodos de Perforación Base Aceite .. 3.59

A) Alcalinidad (Pom) (VSA•API) ................................................................................................ 3.59

B) Salinidad — Cloruros en el Lodo Entero ............................................................................. 3.59

C) Cálculo del Contenido de Calcio del Lodo Entero ............................................................. 3.60

D) Sulfuros ................................................................................................................................. 3.60

Prueba Piloto ............................................................................................................ 3.63

Pruebas


CAPÍTULO

3

El API (Instituto Americano del Petróleo)ha recomendado métodos estándar parala realización de pruebas de campo y enlaboratorio de los fluidos de perforación,cuyos procedimientos detallados puedenser consultados en la publicación de APItitulada “Recommended Practice:Standard Procedure for Field TestingWater-Based (Oil-Based) Drilling Fluids”

[Práctica Recomendada: ProcedimientoEstándar para la Prueba de Campo de losFluidos de Perforación Base Agua (BaseAceite)], API RP 13B-1, 13B-2, y lossuplementos (remitirse también a 13Ipara la Prueba en Laboratorio de losFluidos de Perforación, 13J para laPrueba de las Salmueras Pesadas, y lossuplementos).

Prueba del Lodo base Agua

Sección 1. Densidad del Fluido (Peso del Lodo)

InstrumentosLa densidad (comúnmente llamadapeso del lodo) se mide con unabalanza de lodo de suficiente precisiónpara obtener mediciones con unmargen de error de 0,1 lb/gal (0,5lb/pie3 o 5 psi/1.000 pies deprofundidad). A todos los efectosprácticos, la densidad significa el pesopor volumen unitario y se midepesando el lodo. El peso del lodo sepuede expresar como gradiente depresión hidrostática en lb/pulg.2 por1.000 pies de profundidad vertical(psi/1.000 pies), como densidad enlg/gal, lb/pie3, o como GravedadEspecífica (SG) (ver la Tabla 1).

BALANZA DE LODO

DescripciónLa balanza de lodo (ver la Figura 1) secompone principalmente de una basesobre la cual descansa un brazograduado con un vaso, tapa, cuchillo,nivel de burbuja de aire, caballero ycontrapeso. Se coloca el vaso devolumen constante en un extremo delbrazo graduado, el cual tiene uncontrapeso en el otro extremo. El vasoy el brazo oscilan perpendicularmenteal cuchillo horizontal, el cual descansasobre el soporte, y son equilibradosdesplazando el caballero a lo largo delbrazo.

Calibración1. Retirar la tapa del vaso y llenar

completamente el vaso con aguapura o destilada.

2. Volver a colocar la tapa y secar conun trapo.

3. Colocar de nuevo el brazo de labalanza sobre la base, con elcuchillo descansando sobre el puntode apoyo.

4. La burbuja de nivel debería estarcentrada cuando el caballero está en8,33 lb/gal. Si no, ajustar usando eltornillo de calibración en elextremo del brazo de la balanza.Algunas balanzas no tienentornillos de calibración y se requiereañadir o remover granallas deplomo a través de la tapa decalibración.

Procedimiento1. Quitar la tapa del vaso y llenar

completamente el vaso con el lodoa probar.

2. Volver a poner la tapa y girar hastaque esté firmemente asentada,asegurándose que parte del lodo seaexpulsado a través del agujero de latapa.

lb/gal lb/pie3 gSG = o o

8,345 62,3 cm3

Tabla 1: Tabla de conversión para las unidades de densidad.

Figura 1: Balanza de lodo de M-I.

PruebasCAPÍTULO

3


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

4. Colocar el brazo de la balanza sobrela base, con el cuchillo descansandosobre el punto de apoyo.

5. Desplazar el caballero hasta que elnivel de burbuja de aire indique queel brazo graduado está nivelado.

6. En el borde del caballero máscercano al vaso, leer la densidad o elpeso del lodo.

7. Ajustar el resultado a la graduaciónde escala más próxima, en lb/gal,lb/pie3, psi/1.000 pies deprofundidad o en GravedadEspecífica (SG).

8. Cuando las balanzas no indican laescala deseada, las ecuaciones

indicadas en la Tabla 1 pueden serusadas.

Gradiente de lodo:psi/pie = 0,052 x lb/gal

= 0,4333 x SG= 0,00695 x lb/pie3

SGkg/cm2/m =

10141,5

SG a60°F (15,6°C) =131,5 + °API

Donde:°API = Gravedad según el Instituto

Americano del Petróleo

InstrumentosEl viscosímetro de Marsh es usadopara la medición de rutina en elcampo, de la viscosidad del lodo deperforación. El medidor de V-G(viscosidad-gravedad) de Fann esusado para completar la informaciónobtenida con el viscosímetro deMarsh, especialmente en lo que serefiere a las características de gel dellodo. El medidor de V-G puede indicarla viscosidad aparente, la viscosidadplástica, el punto cedente y losesfuerzos de gel (iniciales y cíclicos).

A) VISCOSÍMETRO DE MARSH

DescripciónEl viscosímetro de Marsh (ver la Figura2) tiene un diámetro de 6 pulgadas enla parte superior y una longitud de 12pulgadas. En la parte inferior, un tubode orificio liso de 2 pulgadas de largo,con un diámetro interior de 3/16pulgada, está acoplado de tal maneraque no hay ninguna constricción enla unión. Una malla de tela metálicacon orificios de 1/16 de pulgada,

cubriendo la mitad del embudo, estáfijada a 3/4 de pulgada debajo de laparte superior del embudo.CalibraciónLlenar el embudo hasta la parteinferior de la malla (1.500 ml) conagua dulce a 70±5°F. . El tiemporequerido para descargar 1 qt (946 ml)debería ser 26 seg. ±0,5 sec.Procedimiento1. Manteniendo el embudo en

posición vertical, tapar el orificiocon un dedo y verter la muestra delodo recién obtenida a través de lamalla dentro de un embudo limpio,

Sección 2. Viscosidad

Figura 2: Viscosímetro de Marsh.

Pruebas


CAPÍTULO

3

hasta que el nivel del fluido llegue ala parte inferior de la malla (1.500ml).

2. Retirar inmediatamente el dedo delorificio y medir el tiempo requeridopara que el lodo llene el vasoreceptor hasta el nivel de 1-qtindicado en el vaso.

3. Ajustar el resultado al segundoentero más próximo comoindicación de viscosidad Marsh.Registrar la temperatura del fluidoen grados Fahrenheit o Celsius.

B) VISCOSÍMETRO ROTATIVODescripción

Los viscosímetros de indicacióndirecta son instrumentos de tiporotativo accionados por un motoreléctrico o una manivela. El fluido deperforación está contenido dentro delespacio anular entre dos cilindrosconcéntricos. El cilindro exterior omanguito de rotor es accionado a unavelocidad rotacional (RPM –revoluciones por minuto) constante. Larotación del manguito de rotor en elfluido impone un torque sobre elbalancín o cilindro interior. Un resortede torsión limita el movimiento delbalancín y su desplazamiento esindicado por un cuadrante acoplado albalancín.

Las constantes del instrumento hansido ajustadas de manera que se puedaobtener la viscosidad plástica y el puntocedente usando las indicacionesderivadas de las velocidades delmanguito de rotor de 600 y 300 RPM.Especificaciones: Viscosímetro de

indicación directaManguito de rotorDiámetro interior 1,450 pulg. (36,83

mm)Longitud total 3,425 pulg. (87,00

mm)Línea trazada 2,30 pulg. (58,4

mm) encima de laparte inferior delmanguito.

Dos líneas de agujeros de 1/8pulgada (3,18 mm) separados por 120grados (2,09 radianes), alrededor delmanguito de rotor, justo debajo de lalínea trazada.BalancínDiámetro 1,358 pulg.

(34,49 mm)

Longitud del cilindro 1,496 pulg.(38,00 mm)

El balancín está cerrado con unabase plana y una parte superiorahusada.Constante del resorte de torsión

Deflexión de 386 dinas-cm/gradoVelocidades del rotor:

Alta velocidad: 600 RPMBaja velocidad: 300 RPM

A continuación se enumeran lostipos de viscosímetros usados paraprobar los fluidos de perforación:1. Instrumento accionado por

manivela con velocidades de 600 y300 RPM. Se usa una perilla sobre larueda de la palanca de cambio develocidad para determinar elesfuerzo de gel.

2. El instrumento accionado pormotor de 12 voltios también tienevelocidades de 600 y 300 RPM. Unconmutador activado por reguladorpermite un alto esfuerzo de corteantes de medir, y se usa un volantemoleteado para determinar elesfuerzo de gel.

3. El instrumento de 115 voltios (verla Figura 3) es accionado por unmotor síncrono de dos velocidadespara obtener velocidades de 600,300, 200, 100, 6 y 3 RPM. Se usa lavelocidad de 3 RPM para determinarel esfuerzo de gel.

4. El instrumento de velocidad variablede 115 ó 240 voltios es accionado

Figura 3: Modelo de laboratorio del medidor de V-G.

PruebasCAPÍTULO

3


para obtener todas las velocidadescomprendidas entre 625 y 1 RPM. Seusa la velocidad de 3 RPM paradeterminar el esfuerzo de gel.

1) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓNDE LA VISCOSIDAD APARENTE, LAVISCOSIDAD PLÁSTICA Y EL PUNTO CEDENTE

1. Colocar la muestra recién agitadadentro de un vaso térmico y ajustarla superficie del lodo al nivel de lalínea trazada en el manguito derotor.

2. Calentar o enfriar la muestra hasta120ºF (49ºC). Agitar lentamentemientras se ajusta la temperatura.

3. Arrancar el motor colocando elconmutador en la posición de altavelocidad, con la palanca de cambiode velocidad en la posición másbaja. Esperar que el cuadranteindique un valor constante yregistrar la indicación obtenida a600 RPM. Cambiar las velocidadessolamente cuando el motor está enmarcha.

4. Ajustar el conmutador a lavelocidad de 300 RPM. Esperar queel cuadrante indique un valorconstante y registrar el valorindicado para 300 RPM.

5. Viscosidad plástica en centipoise =indicación a 600 RPM menosindicación a 300 RPM (ver la Figura4).

6. Punto Cedente en lb/100 pies2 =indicación a 300 RPM menosviscosidad plástica en centipoise.

7. Viscosidad aparente en centipoise =indicación a 600 RPM dividida por2.

2) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN

DEL ESFUERZO DE GEL

1. Agitar la muestra a 600 RPMdurante aproximadamente 15segundos y levantar lentamente elmecanismo de cambio de velocidadhasta la posición neutra.

2. Apagar el motor y esperar 10segundos.

3. Poner el conmutador en la posiciónde baja velocidad y registrar lasunidades de deflexión máxima enlb/100 pies2 como esfuerzo de gelinicial. Si el indicador del cuadranteno vuelve a ponerse a cero con elmotor apagado, no se debereposicionar el conmutador.

4. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejarun tiempo de 10 minutos y luegoponer el conmutador en la posiciónde baja velocidad y registrar lasunidades de deflexión máximacomo esfuerzo de gel a 10 minutos.Indicar la temperatura medida.

Mantenimiento del InstrumentoLimpiar el instrumento operándolo agran velocidad con el manguito derotor sumergido en agua u otrosolvente. Retirar el manguito de rotortorciendo ligeramente para soltar laclavija de cierre. Limpiarminuciosamente el balancín y las otraspiezas con un trapo limpio y seco ouna servilleta de papel.

CUIDADO: El balancín es hueco ypuede quitarse para ser limpiado. A veces,la humedad puede acumularse dentro delbalancín y debería ser eliminada con unlimpiador para tubos. La inmersión delbalancín hueco en lodo extremadamentecaliente (>200ºF) podría causar unaexplosión muy peligrosa.

OBSERVACIÓN: Nunca sumergir elinstrumento en agua.

θ600

θ300

Intercepción =punto cedente

Def

lexi

ón (

un

idad

es d

el c

uad

ran

te)

300 600Velocidad (rpm)

Figura 4: Curva típica de caudales para un lodo deperforación.

Pendiente = viscosidad plástica

Pruebas


CAPÍTULO

3

DescripciónLa propiedad de filtración o formación

de paredes de un lodo es determinada conun filtro prensa. La prueba consiste endeterminar la velocidad a la cual se fuerzaun fluido a través del papel filtro. Laprueba es realizada bajo las condiciones detiempo, temperatura y presiónespecificadas. Después de la prueba semide el espesor del revoque sólido que seha asentado.

El filtro prensa usado debería cumplircon las especificaciones indicadas en laPráctica Recomendada de API y la pruebadebería ser realizada de la manerarecomendada. La prueba de filtrado API esrealizada a la temperatura superficial y auna presión de 100 psi, y los resultados seregistran como número de mililitrosperdidos en 30 minutos. InstrumentosEste instrumento (ver la Figura 5) constade una celda de lodo, un regulador depresión y un medidor montado encima dela caja de transporte o en la parte superiorde la unidad de laboratorio móvil. Se usaun adaptador de acoplamiento paraconectar la celda al regulador,simplemente introduciendo el empalmemacho de la celda dentro del empalmehembra del filtro prensa y dando uncuarto de vuelta en sentido horario.Algunas celdas no tienen este dispositivode cierre y son simplemente introducidasdentro del acoplamiento apropiado. Lacelda se cierra en la parte inferior con unatapa provista de una tela metálica (orejilla), colocando la tapa firmementecontra el papel filtro y girando hacia laderecha hasta que quede apretada a mano.Esto empuja la hoja de papel filtro contrala junta tórica que fue previamenteintroducida en la base de la celda. Lapresión es proporcionada por un pequeñocartucho de gas carbónico. Se proporcionauna válvula de purga para aliviar lapresión antes de desacoplar la celda. No sedebe usar N2O, óxido nitroso.A) PRUEBA DE FILTRADO APIProcedimiento1. Mantener disponible una presión de

aire o gas de 100 psi.2. Retirar la tapa de la parte inferior de la

celda limpia y seca. Colocar la juntatórica en una ranura en buen estado y

volver la celda al revés para llenarla.Cualquier daño mecánico podríaperjudicar la hermeticidad de la celda.Obturar la entrada con un dedo.

3. Llenar la celda con lodo hasta 1/4pulgada de la ranura de la junta tórica.Colocar el papel filtro (Whatman Nº 50o equivalente) encima de la juntatórica. Colocar la tapa encima del papelfiltro con las bridas de la tapa entre lasbridas de la celda, y girar en sentidohorario hasta que quede apretada amano. Invertir la celda, introducir elempalme macho de la celda dentro delempalme hembra del filtro prensa ygirar en cualquier sentido parabloquear.

4. Colocar un cilindro graduadoapropiado debajo del orificio dedescarga de filtrado para recibir elfiltrado.

5. Abrir la válvula de entrada aplicandopresión sobre la celda. (Se puedeobservar que la aguja oscilarápidamente hacia abajo a medida quela presión llena la celda.)

6. La prueba de API dura normalmente 30minutos. Al término de la prueba,cerrar la válvula. Después dedesconectar la fuente de presión, lapresión se purgará automáticamente.Retirar la celda.

Sección 3. Filtración

Figura 5: Ejemplo de filtro prensa API.

PruebasCAPÍTULO

3


7. Registrar el filtrado en mililitros, amenos que se especifique de otramanera.

8. Desmontar la celda, desechar el lodo yrecuperar el papel filtro con muchocuidado para perturbar lo menosposible el revoque. Lavar el revoqueminuciosamente para eliminar el excesode lodo. Medir el espesor del revoque yregistrar la medida en 1/32 de pulgada.

B) FILTRACIÓN DE ALTA TEMPERATURA, ALTAPRESIÓN (ATAP)

Filtro prensa de ATAP de estilo MB (API#II)Descripción

El instrumento (ver las Figuras 6 y 7) secompone de una envuelta exteriorcalefactora con termostato, un conjuntode platillo para la celda, el conjuntoprimario de presión y el receptor decontrapresión. La capacidad de la celda delodo es de 160 ml con una superficie defiltro de 3,5 pulg.2. El recibidor de filtradotiene una capacidad de 15 ml, y se puedeusar un tubo de vidrio para unacontrapresión de hasta 100 psi. Si se usauna contrapresión mayor, el tubo devidrio debe ser reemplazado por un tubode acero inoxidable.

Se puede realizar una prueba de rutina a300ºF y una presión diferencial de 500 psi.Se registra el filtrado a temperaturaselevadas como el doble del número demililitros perdidos en 30 minutos.Procedimiento1. Enchufar el cable de la envuelta

exterior calefactora en la fuente dealimentación apropiada y dejar queel instrumento se precaliente.Colocar el termómetro en su cubetadentro de la envuelta calefactora yajustar el termostato para obteneruna temperatura de 10ºF encima dela temperatura de prueba deseada.

2. Cerrar la válvula de entrada en lacelda e invertir la celda.

3. Tomar lodo de la línea de flujo yllenar hasta 1/2 pulgada de la ranurade la junta tórica, dejando unmargen para la dilatación.

4. Colocar un círculo de papel filtro enla ranura y colocar la junta tóricaencima del papel. Usar papelWhatman Nº 50 o equivalente.

5. Disponer el conjunto de platillo de lacelda sobre el papel filtro y alinearlas agarraderas de cierre de seguridad.

6. Apretar uniformemente los tornillosde cabeza con los dedos y cerrar laválvula de descarga.

7. Con el conjunto de platillo de lacelda bajado, colocar la celda dentrode la envuelta exterior calefactoracon todas las válvulas cerradas.Transferir el termómetro a la cubetade termómetro de la celda.

8. Colocar el cartucho de CO2 en elconjunto primario de presión yapretar el soporte del cartucho hastaque se perfore el cartucho. Elregulador y la válvula de purgadeberían estar cerrados.

9. Al levantar el anillo de cierre, deslizarel conjunto primario de presiónsobre el “acoplamiento corredizo”superior y soltar el anillo de cierre.

10. Aplicar una presión de 100 psi sobrela válvula y luego abrir la válvulapara presurizar la unidad. Estapresión minimizará la ebulliciónmientras se calienta la muestra.

11. Siempre se debe usar el receptor decontrapresión para evitar lavaporización del filtrado cuando lastemperaturas de la prueba se acercana, o exceden el punto de ebullición.Colocar y activar un cartucho deCO2 dentro del conjunto delreceptor de contrapresión.

12. Deslizar el conjunto de contrapresiónen su sitio con el anillo de cierreranurado.

13. Aplicar una presión de 100 psi sobrela unidad de presión inferior,manteniendo la válvula cerrada.

14. Una vez que la temperatura alcanzael nivel deseado (300ºF), según laindicación del termómetro de lacelda, aumentar la presión sobre el

Figura 6: Filtro prensa de ATAP (desmontado).

Pruebas


CAPÍTULO

3

regulador superior de la celda de 100a 600 psi, manteniendo la presión de100 psi sobre el regulador inferior. Abrir la válvula inferior de la celdadando una vuelta y comenzar amedir el tiempo de la prueba.

15. Mantener una presión de 100 psisobre el receptor durante la prueba.Si la presión aumenta, descargar unpoco de filtrado para mantener lapresión diferencial de 500 psi.Mantener la temperatura a ±5ºF.

16. Después de 30 minutos de filtración,cerrar la válvula inferior de la celda yluego cerrar la válvula superior de lacelda.

17. Aflojar los tornillos en T de los dosreguladores y purgar la presión deambos.

18. Descargar el filtrado dentro delcilindro graduado y leer la indicaciónde volumen. El valor a registrar debeser el doble de la indicación. Retirarel receptor.

19. Desconectar el conjunto primario depresión levantando el anillo de cierrey deslizando el conjunto.CUIDADO: La celda sigue conteniendopresión.

20. Mantener la celda en la posiciónvertical y enfriarla a la temperaturaambiente; luego purgar la presión dela celda; no se debe soplar el lodo através de la válvula.

21. Invertir la celda, aflojar los tornillosde cabeza (si es necesario, usar unallave de cabeza hexagonal) ydesmontar. Limpiar y secarminuciosamente todas las partes.

FILTRO PRENSA DE ATAP DE ESTILO API #I (VÁSTAGO HUECO DE PUNTA AHUSADA)La prueba estándar de filtrado ATAP serealiza a una temperatura de 300ºF(148ºC) y una presión diferencial de 500psi.Descripción1. Envuelta exterior calefactora montada

sobre un soporte.2. Una celda de muestra con una presión

de régimen de 1.000 psi (superficie defiltro de 3,5 pulg.2).

3. Termómetro o termocupla electrónica(indicaciones hasta 500ºF [260ºC]).

4. Regulador de montaje superior con lacapacidad de regular 1.000 psiprovenientes de cualquier fuente depresión utilizada.

5. Receptor de filtrado (se recomienda unode 100 ml) diseñado para soportar unacontrapresión de régimen de por lomenos 500 psi.

6. Cilindro graduado para captar elfiltrado.OBSERVACIÓN: Tener mucho cuidado alrealizar la prueba de ATAP. Mantener todoel equipo en condiciones seguras defuncionamiento.

Prueba a temperaturas de 300ºF (149ºC)o menosor1. Enchufar la celda exterior calefactora

en el voltaje correcto para la unidad.Colocar el termómetro en la cubetadel termómetro proporcionada en laparte exterior de la envuelta.

2. Precalentar la celda a 10ºF por encimade la temperatura de prueba, y si esnecesario, mantener esa temperaturaajustando el termostato. Verificartodas las juntas tóricas y realizar losreemplazos necesarios.

3. Agitar la muestra de lodo durante 10minutos y verter el lodo dentro de lacelda, asegurándose que el vástago deválvula sobre el cuerpo de la celda estécerrado. No se debe llenar la celda amás de 1/2 pulgada de la partesuperior del borde.

4. Colocar un trozo de papel filtro(Whatman Nº 50 o equivalente)encima del borde.

5. Asentar correctamente la tapa, alineary apretar los tornillos prisioneros concavidad hexagonal. Asegurarse queambos vástagos de válvula esténcerrados y luego colocar la celdadentro de la envuelta calefactora.

Figura 7: Prensa filtro de ATAP (estilo MB – API #II).

PruebasCAPÍTULO

3


Bloquear la celda dentro de laenvuelta con un movimiento detorsión.OBSERVACIÓN: El cuerpo de la celdacabe dentro de la envuelta con el extremoque contiene el papel filtro hacia abajo.

6. Transferir el termómetro a la cubetadel termómetro del cuerpo de la celda.

7. Colocar la unidad de presión sobre laválvula superior y bloquearla con unaclavija de cierre.

8. Colocar el receptor de contrapresióninferior sobre la válvula inferior ybloquearlo (ver la Figura 8).

9. Aplicar una presión de 100 psi aambas unidades de presión y abrir elvástago de válvula superior dando uncuarto de vuelta en sentidoantihorario.

10. Cuando se alcanza la temperatura deprueba, aumentar la presión de launidad de presión superior hasta 600psi y abrir el vástago de válvulainferior dando un cuarto de vuelta ensentido horario para iniciar lafiltración. El filtrado será captado enun cilindro graduado durante unperiodo de 30 minutos.

11. Durante la prueba, la temperatura deprueba debería ser mantenida dentrode ±5ºF. Purgar una pequeña cantidadde filtrado cuando la contrapresiónexcede 100 psi.

12. Después de 30 minutos, cerrar ambasválvulas y aflojar los tornillos en T delregulador. Purgar el filtrado y lapresión del receptor inferior y luegopurgar la presión del reguladorsuperior. Retirar el regulador y elreceptor superiores.Retirar la celda de la envueltacalefactora y enfriarla a la temperatura

ambiente, manteniéndola en unaposición vertical.CUIDADO: La celda aún contienepresión.

13. Mientras que la celda se estáenfriando, medir la cantidad defiltrado captado y doblar losresultados. Registrar los resultados enmililitros de filtrado, junto con latemperatura de prueba.

14. Una vez que la celda se ha enfriado,purgar con cuidado la presión delvástago situado enfrente del papelfiltro. Cerrar la válvula y abrir el otroextremo con cuidado para purgarcualquier presión que esté presente.

Figura 8: Filtro prensa de ATAP (estilo API #I)(desmontado).

Coeficiente de Dilatación Cúbica para el Agua a la

Temperatura de Presión de Contrapresión Envejecimiento Presión de Vapor de Agua Saturación Aplicada Sugerida

°F °C kPa psi kPa psi

212 100 101 14,7 1,04 689 100

250 121 207 30 1,06 689 100

300 149 462 67 1,09 689 100

350 177 931 135 1,12 1.104 160

400 205 1.703 247 1,16 1.898 275

450 232 2.917 422 1,21 3.105 450

Tabla 2: Presión de vapor y dilatación cúbica del agua entre 212 y 450ºF con la contrapresión sugerida.

Observación: No se debe exceder las recomendaciones del fabricante del equipo respecto a las temperaturas, presiones y volúmenes máximos.

Pruebas


CAPÍTULO

3

Desmontar una vez que se ha purgadotoda la presión, y desechar la muestrade lodo. Observar visualmente ytomar nota de la condición delrevoque. Éste se puede medir en 1/32de pulgada.

Prueba a temperaturas comprendidasentre 300 y 400ºF (149 y 233ºC)Se usa el mismo procedimiento básico,excepto que se recomienda usar una celdade 500 ml y un múltiple de presión denitrógeno:1. Al calentar la muestra, se puede

imponer una presión de 450 psi sobreambas unidades de presión. Al iniciar laprueba, se aumenta la presión superior

hasta 950 psi y se mantiene la presióninferior a 450 psi.

2. Para las temperaturas de 350 a 400ºF, serequiere el uso de un disco de aceroinoxidable poroso (Dynalloy X5 oequivalente) en lugar del papel filtro(ver API RP 13B-1 y 13B-2).

3. El tiempo requerido para calentar lamuestra no debería exceder 1 hora.

C) COMPRESIBILIDAD DEL REVOQUE

Se realiza esta prueba usando el mismoprocedimiento a 300ºF (149ºC), pero seaplica una presión de 200 psi al cuerpo dela celda y 100 psi al receptor inferior. Losvalores de presión diferencial de 100 y 500psi son comparados.

InstrumentosEl contenido de arena del lodo secalcula usando una malla de arena. Laprueba de filtrado es de uso extendidoen el campo, debido a lo sencillo de laoperación.

JUEGO DE DETERMINACIÓN DELCONTENIDO DE ARENA

DescripciónEl juego de determinación delcontenido de arena (ver la Figura 9) secompone de una malla de 2 1/2pulgadas de diámetro, de malla 200(74 micrones), un embudo de tamañoque se ajusta a la malla y un tubo

medidor de vidrio, marcado paraseñalar el volumen de lodo a serañadido para leer el porcentaje dearena directamente en la parteinferior del tubo, el cual estágraduado de 0 a 20%.Procedimiento1. Llenar de lodo el tubo medidor de

vidrio hasta la marca señalada.Añadir agua hasta la siguientemarca. Tapar la boca del tubo con elpulgar y agitar enérgicamente.

2. Verter la mezcla sobre la malla,añadir más agua al tubo, agitar yverter de nuevo sobre la malla.Repetir hasta que el agua de lavadoesté clara. Lavar la arena retenida porla malla.

3. Colocar el embudo en la partesuperior de la malla. Introducir laextremidad del embudo dentro delorificio del tubo de vidrio. Usandoun chorro fino de agua pulverizada,enjuagar la malla para arrastrar laarena dentro del tubo. Esperar que laarena se asiente. Usando lasgraduaciones del tubo, leer elporcentaje de volumen de arena.

Sección 4. Contenido de Arena

Figura 9: Juego de determinación del contenido dearena.

PruebasCAPÍTULO

3


Instrumentos

Se usa una retorta de lodo concapacidad de calefacción en el “horno”para determinar la cantidad delíquidos y sólidos contenidos en unfluido de perforación. No serecomienda el uso de retortascalefactoras de sonda interna. Secoloca una muestra de lodo (retortasde 10, 20 ó 50 ml están disponibles)dentro del vaso y se añade la tapa paraexpulsar parte del líquido. Estogarantiza un volumen correcto. Lamuestra es calentada hasta que loscomponentes líquidos se vaporicen.Los vapores pasan a través de uncondensador y se recogen en uncilindro graduado que suele sergraduado en porcentajes. El volumende líquido, petróleo y agua se midedirectamente en porcentajes. Lossólidos suspendidos y disueltos sondeterminados restando de 100% oleyendo el espacio vacío en la partesuperior del cilindro.

DescripciónA) PROCEDIMIENTO: RETORTA1. Dejar que la muestra de lodo se

enfríe a la temperatura ambiente.2. Desmontar la retorta y lubricar las

roscas del vaso de muestra congrasa para altas temperaturas(Never-Seez®). Llenar el vaso demuestra con el fluido a probar casihasta el nivel máximo. Colocar latapa del vaso de muestra girandofirmemente y escurriendo el excesode fluido para obtener el volumenexacto – se requiere un volumende 10, 20 ó 50 ml. Limpiar elfluido derramado sobre la tapa ylas roscas.

3. Llenar la cámara de expansiónsuperior con virutas finas de aceroy luego atornillar el vaso demuestra a la cámara de expansión.Las virutas de acero deberíanatrapar los sólidos extraídos porebullición. Mantener el montajevertical para evitar que el lodofluya dentro del tubo de drenaje.

4. Introducir o atornillar el tubo dedrenaje dentro del orificio en laextremidad del condensador,asentándolo firmemente. Elcilindro graduado que estácalibrado para leer en porcentajes

debería estar sujetado alcondensador con abrazaderas.

5. Enchufar el cable de alimentaciónen el voltaje correcto y mantenerla unidad encendida hasta quetermine la destilación, lo cualpuede tardar 25 minutos según lascaracterísticas del contenido depetróleo, agua y sólidos.

6. Dejar enfriar el destilado a latemperatura ambiente.

7. Leer el porcentaje de agua, petróleoy sólidos directamente en laprobeta graduada. Una o dos gotasde solución atomizada ayudará adefinir el contacto petróleo-agua,después de leer el porcentaje desólidos.

8. Al final de la prueba, enfriarcompletamente, limpiar y secar elmontaje de retorta.

9. Hacer circular un productolimpiador de tubos a través delorificio del condensador y del tubode drenaje de la retorta paralimpiar y mantener íntegro elcalibre de los orificios.OBSERVACIÓN: No permitir que eltubo de drenaje quede restringido.

Análisis del porcentaje en volumen desólidos, método de pesaje (cálculobasado en la diferencia de pesosusando una retorta convencional)1. Equipo necesario:

Balanza de lodo.Retorta convencional de 20 cm3 (deltipo de horno).

Sección 5. Contenido de Líquidos y Sólidos

Figura 10: Retorta.

Pruebas


CAPÍTULO

3

Balanza analítica con una precisiónde ±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.Procedimiento1. Preparar la retorta con las virutas

de acero y el vaso de muestra.Determinar el peso en gramos. Éstees el valor B.

2. Desmontar la retorta y añadir lodopara llenar el vaso de muestra. Nose requiere medir el volumen niusar la tapa porque los volúmenesson calculados durante esteprocedimiento de pesaje. Pesar laretorta reensamblada. Éste es elvalor C.

3. Operar la retorta normalmente,captando el destilado (agua ycualquier cantidad de petróleo).

4. Dejar enfriar la retorta y pesar denuevo el montaje. Éste es el valorD.

CálculoCalcular:1. Densidad de lodo (g/cm3); SGLODO = peso del lodo (lb/gal) x 0,11994.2. Gramos de lodo en la retorta: g de lodo = Valor C – Valor B. 3. Gramos o cm3 de agua destilada Valor C – Valor D.

Calcular el porcentaje en volumen de sólidos::(C – B) – SGLODO x (C – D)

Fracción de sólidos = C – B

% sólidos = 100 x fracción volumétrica de sólidos

Ejemplo:Cuatro medidas de un lodo usado en el campo:A) 12,70 lb/galB) 317,45 gC) 348,31 gD) 332,69 g

Por lo tanto:g/cm3

#1 = 12,70 lb/gal [0,1194 ] = 1,523 g/cm3

lb/gal

#2 = 348,31 – 317,45 = 30,86 g de lodo

#3 = 348,31 – 332,69 = 15,62 g de agua

30,86 – 1,52 x 15,62Fracción volumétrica de sólidos = 30,86

7,12 Fraction of soli =

30,86

Fraction of solid = 0,2307

% sólidos = 100 x 0,2307 = 23,07%

PruebasCAPÍTULO

3


B) CAPACIDAD DE AZUL DE METILENOProcedimiento de campo paradeterminar la capacidad deintercambio catiónico (CEC)Equipo1. Jeringa de 3 ml, bureta de 10 ml.2. Micropipeta de 0,5 ml.3. Matraz Erlenmeyer de 250 ml contapón de caucho.4. Bureta o pipeta de 10 ml.5. Cilindro graduado de 50 ml.6. Varilla de agitación.7. Placa calentadora.8. Papel filtro: 11 cm de diámetro,Whatman Nº 1 o equivalente.Reactivos1. Solución de azul de metileno:

1 ml = 0,01 miliequivalentes3,74 g de azul de metileno decalidad USP (C16H18N3SCl•3H2O)por litro.

2. Peróxido de hidrógeno, solución al3%.

3. Solución de ácido sulfúrico 5 N.Procedimiento1. Añadir 2 ml de lodo (o un volumen

adecuado de lodo que requiera de 2a 10 ml de reactivo) a 10 ml deagua en el matraz Erlenmeyer.Añadir 15 ml de peróxido dehidrógeno de 3% y 0,5 ml de lasolución de ácido sulfúrico 5 N, ymezclar revolviendo antes decalentar. Hervir a fuego lentodurante 10 minutos. Diluir conagua hasta obtener una solución deaproximadamente 50 ml.OBSERVACIÓN: Además de labentonita, los lodos de perforaciónsuelen contener otras substancias queabsorben el azul de metileno. Eltratamiento con peróxido de hidrógenotiene por objeto eliminar el efecto delas materias orgánicas tales comoCMC (carboximetilcelulosa),poliacrilatos, lignosulfonatos ylignitos.

2. Añadir la solución de azul demetileno, agregando cada vez unacantidad de 0,5 ml de la bureta opipeta al matraz. Después de cadaadición, introducir el tapón decaucho y agitar el contenido delmatraz durante unos 30 segundos.Mientras que los sólidos estánsuspendidos, extraer una gota del

matraz con una varilla de vidrio ycolocarla sobre el papel filtro. Sealcanza el punto final de lavaloración cuando el coloranteaparece en la forma de un círculoazul verdoso alrededor de lossólidos teñidos.

3. Al detectar el color azul verdosoque se está propagando a partir delpunto, agitar el matraz durante 2minutos adicionales y añadir otragota al papel filtro. Si se observaotro círculo azul verdoso, el puntofinal de la valoración ha sidoalcanzado. Si el círculo no aparece,repetir la operación anterior hastaque una gota extraída después deagitar por 2 minutos muestre elcolor azul verdoso.

4. Registrar el volumen (ml) desolución de azul de metilenousado.

5. Capacidad de azul de metileno(MBC) del lodoMBC según el sistema inglés (lb/bbl)= (cm3 de azul de metileno/cm3 delodo) x 5MBC según el sistema métrico(kg/m3) = (cm3 de azul demetileno/cm3 de lodo) x 14

C) CAPACIDAD DE AZUL DE METILENODE LA LUTITA

Capacidad de azul de metileno(equiv. bentonita)MBC según el sistema inglés (lb/bbl) =CEC x 5MBC según el sistema métrico (kg/m3) =CEC x 14Capacidad de intercambio catiónicopara las lutitas

Se pesa con precisión una cantidad deaproximadamente 1 g de lutita molidadeshidratada, colocándola dentro de unmatraz Erlenmeyer de 150 ml yañadiendo 50 ml de agua desionizada. Sehace hervir la lechada de lutita a fuegolento, con 0,5 ml de ácido sulfúrico 5 N,durante 10 minutos. Luego se dejaenfriar y se valora la lechada porincrementos de 0,5 ml con la soluciónde azul de metileno 0,01 N.

CEC en miliequivalentes/100 g delutita = ml de azul de metileno

g de lutita valorada

Pruebas


CAPÍTULO

3

D) PRUEBA DE EFICACIA DELFLOCULANTEProcedimiento1. Medir 100 ml de agua de perforación

tomada directamente de la línea deflujo del equipo de perforación yvertida dentro de un cilindrograduado.

2. Añadir 1 ml de solución de floculantede 1%* en el cilindro graduado.

3. Invertir lentamente el cilindrograduado 3 ó 4 veces y colocarlosobre una superficie plana.

4. Registrar el tiempo (en segundos)requerido para que los flóculos seformen y se asienten hasta la línea de40 cm3 en el cilindro graduado.

5. Repetir el procedimiento con cadafloculante. Si no se forman flóculos,no se requerirá ningún floculante enese momento. Repetir esta pruebatodos los días o cada dos días.

6. El floculante que produce el tiempomás rápido es el que se debe usar.

OBSERVACIÓN: Para determinar si serequiere usar un floculante en la perforacióncon agua clara, tomar una muestra de aguaen el punto de retorno al tanque de succióny realizar una prueba de floculante.*Las soluciones de floculante de 1% sonpreparadas añadiendo 1 g del floculantecorrecto a 100 ml de agua destilada yagitando la solución hasta que elfloculante se disuelva.

ObjetoLa medición en el campo del pH delfluido de perforación (o filtrado) y losajustes del pH son operaciones críticaspara el control del fluido deperforación. Las interacciones de laarcilla, la solubilidad de distintoscomponentes y la eficacia de losaditivos dependen del pH, al igual queen el control de los procesos decorrosión causada por ácidos y elsulfuro.

Se usan dos métodos para medir el pHdel lodo de perforación base agua dulce:un método colorimétrico modificado,usando tiras de prueba con refuerzo deplástico (palillos); y el métodopotenciométrico, usando el medidorelectrónico de pH con electrodo devidrio. El método de tira de plástico seusa frecuentemente para medir el pH enel campo, pero no constituye el métodopreferido. Este método sólo es fiablepara los lodos base agua que tienen unacomposición muy simple. Los sólidosdel lodo, las sales y los productosquímicos disueltos, y los fluidos decolor oscuro causan errores en losvalores indicados por las tiras deplástico indicadoras de pH

A) PAPEL PH (PALILLOS INDICADORES)DescripciónLos palillos indicadores de pH“colorpHast” (ver la Figura 11) están

revestidos con indicadores cuyo colordepende del pH del fluido donde seintroducen los palillos. Se proporcionantablas de colores estándar para fines decomparación con el palillo de prueba, locual permite estimar el pH con unaprecisión de ± 0,5 sobre todo el rango depH.Procedimiento1. Colocar un palillo indicador de pH en

el lodo y dejarlo hasta que el color seestabilice, lo cual requieregeneralmente menos de un minuto.Enjuagar el palillo con aguadesionizada, sin secar con un trapo.

2. Comparar los colores del palillo con elpatrón de color proporcionado yestimar el pH del lodo.

3. Ajustar el pH del lodo a la unidad depH 0,5 más próxima.

Sección 6. Concentración Iónica de Hidrógeno (pH)

Figura 11: palillos indicadores de pH.

PruebasCAPÍTULO

3


B) MEDIDOR DE PHDescripciónPara medir el pH del fluido deperforación, se recomienda el métodoque emplea el medidor electrónico depH con electrodo de vidrio similar alOrion modelo Nº 201. Este medidor espreciso y proporciona valores de pHconfiables, visto que está esencialmentelibre de interferencias. Las medidas sepueden tomar rápida y fácilmente,ajustando automáticamente la pendientey la compensación termostática.Equipo1. Medidor de pH (por ej.: Orion 201).2. Electrodo de vidrio medidor de pH.3. Soluciones amortiguadoras (pH 4, 7 y

10).4. Accesorios:

a. Cepillo blando.b. Detergente líquido suave.c. NaOH, 0,1 M, para reacondicionar

el electrodo.d. HCl, 0,1 M, para reacondicionar el

electrodo.e. Agua destilada o desionizada.f. Papel fino suave para secar los

electrodos.g. Termómetro de varilla de cristal, 32

a 212ºF.Procedimiento1. Obtener la muestra de fluido a

probar y dejar que alcance latemperatura de 75±5ºF (24±3ºC).

2. Dejar que las solucionesamortiguadoras alcancen la mismatemperatura que el fluido a probar.Para obtener una medida precisa delpH del fluido de la prueba, lasolución amortiguadora y elelectrodo de referencia deben estar ala misma temperatura. El pH de lasolución amortiguadora indicado enla etiqueta del recipiente sólo espara 75ºF (24ºC). Para calibrar a otratemperatura, se debe usar el pHefectivo de la soluciónamortiguadora a esa temperatura.Tablas de valores del pH de lasolución amortiguadora a diferentestemperaturas pueden ser obtenidasdel fabricante y deberían ser usadasen el procedimiento de calibración.

3. Limpiar los electrodos – lavarlos conagua destilada y secar.

4. Colocar la sonda dentro de lasolución amortiguadora de pH 7,0.

5. Activar el medidor, esperar 60segundos para que la indicación seestabilice. Si la indicación delmedidor no se estabiliza, consultarlos procedimientos de limpieza.

6. Medir la temperatura de la soluciónamortiguadora de pH 7,0.

7. Fijar esta temperatura sobre el botónde “temperatura”.

8. Fijar la indicación del medidor a“7,0” usando el botón de“calibración”.

9. Enjuagar y secar la sonda.10. Repetir las Etapas 6 a 9 usando una

solución amortiguadora de pH 4,0 ó10,0. Usar la solución de pH 4,0para la muestra de bajo pH, o lasolución de pH 10,0 para la muestraalcalina. Ajustar el medidor a “4,0”o “10,0” respectivamente, usando elbotón de “temperatura”.

11. Controlar de nuevo el medidor conla solución amortiguadora de pH7,0. Si la indicación ha cambiado,fijarla de nuevo a “7,0” con elbotón de “calibración”. Repetir lasEtapas 6 a 11. Si el medidor no secalibra correctamente,reacondicionar o reemplazar loselectrodos de la manera indicada enlos procedimientos de limpieza.

12. Si el medidor calibra correctamente,enjuagar y secar los electrodos.Colocar la muestra a probar. Esperarunos 60 segundos para que laindicación se estabilice.

13. Registrar el pH medido, junto conla temperatura de la muestraprobada. Indicar si se probó el lodoo el filtrado.

14. Limpiar minuciosamente loselectrodos, preparándolos para elpróximo uso. Colocar dentro deuna botella de almacenamiento,con el electrodo a través del tapón.Usar una solución amortiguadorade pH 7,0 para almacenar elelectrodo. En general no serecomienda usar agua desionizadapara almacenar el electrodo. Si sealmacena el medidor sin usar pormucho tiempo, quitarle las pilas.

15. Desactivar el medidor y cerrar latapa para proteger el instrumento.

Pruebas


CAPÍTULO

3

Procedimientos de limpieza1. Los electrodos deben ser limpiados

periódicamente, especialmente si elpetróleo o las partículas de arcillacubren la superficie del electrodo devidrio o la cara porosa del electrodode referencia. Limpiar los electrodoscon el cepillo blando y undetergente suave.

2. Puede ser necesario reacondicionarlos electrodos si el taponamiento sehace grave, tal como lo indica larespuesta lenta, la dispersión de las

indicaciones, o si la “pendiente” y la“calibración” no se pueden ajustarmutuamente.

3. Reacondicionar mediante el remojode los electrodos durante 10minutos en HCl con unaconcentración molar de 0,1 yenjuagando con agua, y luegoremojando durante 10 minutos enNaOH con una concentración molarde 0,1 y enjuagando de nuevo.

4. Verificar la respuesta de loselectrodos ejecutando las etapas decalibración.

5. La siguiente etapa sólo deber serrealizada por personas competentes.Si los electrodos no dan ningunarespuesta, remojar los electrodos enuna solución de NH4F•HF de 10%,por un máximo de 2 minutos.(CUIDADO: Este ácido es fuerte ytóxico). Repetir las etapas decalibración.

6. Reemplazar el sistema de electrodossi no se puede reacondicionarmediante los pasos citados.

Figura 12: Orion o medidor de pH adecuado.

A) ALCALINIDAD (PF, MF, PM YCONTENIDO DE CAL)

EquipoLos siguientes materiales son

necesarios para determinar laalcalinidad y el contenido de cal delos fluidos de perforación:1. Solución ácida normalizada, 0,02

N (N/50); ácido sulfúrico o nítrico(OBSERVACIÓN: También se puedeutilizar la solución ácidanormalizada 0,1N (N/10), peroconvirtiéndola al equivalente ml0,02 N multiplicando por 5).

2. Solución indicadora defenolftaleína.

3. Solución indicadora de anaranjadode metilo/verde de bromocresol.API recomienda al anaranjado demetilo (amarillo a rosado).

4. Recipiente de valoración, 100 a150 ml, preferiblemente blanco.

5. Pipetas graduadas: una de 1 ml yotra de 10 ml.

6. Varilla de agitación.7. Una jeringa de 1 ml.

8. Medidor de pH con electrodo devidrio (sugerido).

1) PROCEDIMIENTO PARA LA ALCALINIDAD DELFILTRADO (PF Y MF)

1. Medir 1 ml de filtrado dentro delrecipiente de valoración y añadir 5ml de agua desionizada.

2. Añadir 2 o más gotas de indicadorde fenolftaleína. Si la solución sevuelve rosada.

3. Añadir ácido 0,02 N gota a gota dela pipeta, agitando hasta que elcolor rosado desaparezca. Si lamuestra está tan coloreada que nose puede observar el cambio decolor del indicador, el punto finalserá tomado cuando el pH cae a8,3, según sea medido por elmedidor de pH con electrodo devidrio. (La muestra puede serdiluida con agua destilada.)

4. Indicar la alcalinidad defenolftaleína del filtrado, Pf, comonúmero de ml de ácido 0,02 Nrequeridos por ml de filtrado paralograr el punto final.

Sección 7. Análisis Químico de los Fluidos de Perforaciónbase Agua

PruebasCAPÍTULO

3


5. Añadir 3 a 4 gotas de indicador deanaranjado de metil/verde debromocresol a la misma muestraque fue utilizada para medir Pf; uncolor verde aparecerá.

6. Valorar con ácido 0,02 N hasta queel color se vuelva amarillo. Estoocurrirá al pH 4,3.

7. Mf se indica como el volumentotal (ml) de ácido utilizado paraPf más esta última valoración.

Ejemplo:Si se utilizó 0,5 ml de ácido paravalorar el punto final de fenolftaleína,Pf es 0,5.

Si se utilizó un volumen adicionalde ácido de 0,3 ml para valorar hastael punto final de anaranjado demetilo, Mf es 0,8.Procedimiento para BaCl2:1. Medir 1 ml de filtrado dentro de un

recipiente de valoración.2. Añadir 2 gotas de solución de

cloruro de bario de 10%(OBSERVACIÓN: BaCl2 es venenoso;no pipetar con la boca).

3. Repetir las Etapas 2 a 4 para lavaloración de Pf.

4. Como regla general, si PAlcalinidadde BaCl2 es la mitad o menos de lavaloración Pf anterior, lacontaminación por carbonatos haocurrido.

Ejemplo:Si se utilizó 1 ml de ácido para

valorar hasta el punto final para Pf,entonces Pf es 1,0.

Si se utilizó 0,4 ml de ácido paravalorar hasta el punto final dePAlcalinidad con BaCl2, entonces elvalor de BaCl2 es 0,5. Por lo tanto, lacontaminación por carbonatos existeporque BaCl2 es menos de la mitad dePf.

2) PROCEDIMIENTO PARA LA ALCALINIDAD DELLODO (PM)

Medir 1 ml de lodo dentro delrecipiente de valoración utilizando lajeringa. Diluir la muestra de lodo con25 ml de agua destilada. Añadir 5 gotasde indicador de fenolftaleína, y durantela agitación, añadir ácido 0,02 N oácido 0,1 N hasta que el color rosadesaparezca. Si la muestra está tancoloreada que no se puede observar elcambio de color del indicador, el punto

final será tomado cuando el pH cae a8,3, según sea medido con electrodo devidrio.

Indicar la alcalinidad de fenolftaleínadel lodo, Pm, como número de ml deácido 0,02 N (N/50) requeridos por mlde lodo. Si se utiliza el ácido 0,1 N, Pm= 5 x ml de ácido 0,1 N por ml de lodo.

3) PROCEDIMIENTO PARA EL CONTENIDO DECAL

Determinar Pf y Pm de la maneradescrita en los párrafos que anteceden.

Determinar la fracción volumétricadel agua en el lodo, Fw (fraccióndecimal de agua), usando el valorobtenido durante la prueba de retorta.

Indicar el contenido de cal del lodoen lb/bbl, calculado a partir de lasiguiente ecuación:Cal (lb/bbl) = 0,26 x (Pm – FwPf).

4) ALCALINIDAD DEL FILTRADO: P1 Y P2Equipo1. Solución normal de ácido

sulfúrico, 0,02 N (N/50).2. Solución de hidróxido de sodio,

0,1 N (N/10).3. Solución de cloruro de bario, 10%.4. Indicador de fenolftaleína.5. Agua desionizada.6. Papel pH o medidor de pH con

electrodo de vidrio.7. Recipiente de valoración, 100 a

150 ml, preferiblemente blanco.8. Pipeta: una de 1 ml, una de 2 ml y

una de 10 ml.9. Cilindros graduados: uno de 25 ml

y otro de 5 ó 10 ml.10. Varilla de agitación.Procedimiento: P1 – P21. Medir 1 ml de filtrado dentro del

recipiente de valoración y añadir 24ml de agua desionizada.

2. Añadir 2 ml de hidróxido de sodio0,1 N y agitar bien. Medir el pH conel papel pH o el medidor de pH. Si elpH es 11,4 o mayor, pasar a lasiguiente etapa. Si el pH es menor de11,4, añadir 2 ml más de hidróxidode sodio 0,1 N.

3. Utilizando el cilindro graduado,medir 2 ml de cloruro de bario yañadir al recipiente de valoración.Añadir 2 a 4 gotas de fenolftaleína,agitando.

Pruebas


CAPÍTULO

3

OBSERVACIÓN: No se debe usar la bocapara pipetar; la solución de cloruro debario es venenosa.

4. Valorar inmediatamente la mezclacon ácido sulfúrico normal, hasta queel color rosado empiece a desaparecer(o hasta obtener el pH 8,3 con elmedidor de pH). El color puedereaparecer después de poco tiempo;suspender la valoración.

5. Indicar la alcalinidad, P1, como ml deácido sulfúrico 0,02 N requerido paravalorar el punto final de fenolftaleína.

Procedimiento: P2 (en blanco)1. Omitir el filtrado, pero por lo demás

repetir el mismo procedimiento quefue ejecutado para P1, utilizandoexactamente las mismas cantidadesde agua y reactivos. Valorarutilizando los mismosprocedimientos que para P1.

2. Indicar la alcalinidad, P2, comovolumen (ml) de ácido sulfúrico0,02 N requerido para valorar hastael punto final de fenolftaleína.

CálculosDentro de las limitaciones, lasdiferentes alcalinidades iónicas puedenser calculadas de la siguiente manera:Cuando P1 > P2

OH– (mg/l) = 340 x (P1 – P2)CO3

2– (mg/l) = 1.200 x [Pf – (P1 – P2)]Cuando P1 < P2

HCO3– (mg/l) = 1.220 x (P2 – P1)

CO32– (mg/l) = 1.200 x Pf

B) PRUEBA DEL TREN DE GAS DEGARRETT (GGT) PARA CARBONATOSPropósitoEste procedimiento utiliza el Tren deGas de Garrett, analizando loscarbonatos solubles en una muestrade filtrado de un fluido deperforación base agua. El tubo Drägerde CO2 responde al gas CO2 que pasapor él, volviéndose morado. Lalongitud de la mancha dependeprincipalmente de la cantidad de CO2presente, pero también es sensible alcaudal y al volumen total de gas quepasa a través del tubo. Por lo tanto,para obtener resultados más precisos,el gas que sale del tren de gas debeprimero ser capturado en una bolsa 1-1 para permitir que el CO2 se mezcleuniformemente con el gas portador.Los tubos Dräger de CO2 son muy

sensibles al uso incorrecto. El filtradono debe contener sólidos. Por lo tantose debe desechar el primer chorro defiltrado, porque éste puede contenerpartículas de CaCO3 que puedencausar errores por sobreestimación. Sehace pasar el contenido de la bolsadesde la bolsa a través del tubo Drägermediante 10 carreras de la bomba demano Dräger. Esta técnica producirála aspiración de un volumen exactode 1 litro de gas a través del tubo.Equipo1. Agua desionizada.2. Antiespumante de alcohol octílico.3. Ácido sulfúrico, aproximadamente

5 N, de calidad para reactivos.4. Aparato del Tren de Gas de

Garrett.5. Tubo de análisis de CO2 Dräger,

marcado “CO2 100/a” de 100 a3.000 ppm. Factor = 2,5 (verificarsi el factor ha cambiado).

6. Bolsa 1-1 Dräger, nº 762425.7. Bomba manual de vacío del

“Detector de Múltiples Gases”Dräger.

8. Llave de paso de cristal, 8 mm,calibre de dos vías.

9. Jeringas hipodérmicas: una de 10ml con una aguja de calibre 21(para el ácido), una de 10 ml, unade 5 ml y una de 2,5 ml.

10. Cartuchos de gas N2O. También sepuede usar gas de nitrógeno ohelio en botellas. Estos cartuchosno deben ser usados en ningunaotra prueba.

Procedimiento1. Verificar que el tren esté limpio,

seco y sobre una superficienivelada.

2. Con el regulador aflojado, instalary perforar un cartucho de N2O. Nose debe usar el aire comprimido oun cartucho de CO2.

3. Añadir 20 ml de agua desionizadaa la Cámara 1.

4. Añadir 5 gotas de antiespumante ala Cámara 1.

5. Instalar la parte superior sobre eltren de gas y apretar a manouniformemente para sellar todaslas juntas tóricas.

6. Conectar el tubo flexible delregulador sobre el tubo dedispersión de la Cámara 1.

PruebasCAPÍTULO

3


7. Inyectar una muestra de filtradomedida con precisión dentro de laCámara 1, usando la jeringa (ver laFigura 13). Hacer circular el gasportador a través del tren durante1 minuto, para purgar el aire delsistema. Interrumpir el flujo degas.

8. Instalar un extremo de un tuboflexible dentro de la llave de cierreque está conectada directamentedentro de la bolsa de gas. La bolsade gas debe estar completamentedesinflada. Acoplar el otro extremodel tubo con el tubo de descargade la Cámara 3.

9. Inyectar lentamente 10 ml deácido sulfúrico dentro de laCámara 1 a través del diafragma decaucho, utilizando la jeringahipodérmica y la aguja. Agitar concuidado el tren de gas para mezclarel ácido con la muestra en laCámara 1.

10. Abrir la llave de paso del lado de labolsa de gas. Reanudar lentamenteel flujo de N2O y dejar que la bolsase llene. Evitar de reventar la bolsauna vez que esté llena, interrumpirel flujo de N2O y cerrar la llave depaso. Pasar inmediatamente a laEtapa 11.

11. Retirar el tubo de la descarga de laCámara 3 e instalarlo de nuevo enel lado corriente arriba del tuboDräger de CO2, después dedesconectar las extremidades deltubo Dräger (obsérvese que laflecha indica la dirección de flujodel gas). Conectar la bombamanual Dräger al otro extremo deltubo Dräger.

12. Abrir la llave de paso en la bolsa.Ejerciendo una presión con la

mano, apretar completamente labomba manual y soltar para que elgas salga de la bolsa y pase a travésdel tubo Dräger. Operar la bombamanual dando 10 carreras, lo cualdebería esencialmente vaciar labolsa de gas.

13. La presencia de una manchamorada en el tubo Dräger significaque CO2 estaba presente dentro dela bolsa de gas. Registrar lalongitud de la mancha enunidades marcadas sobre el tuboDräger.

1) IDENTIFICACIÓN DEL TUBO DRÄGER.

CálculosUsando el volumen de muestramedido, la longitud de la manchamorada del tubo Dräger y el factor detubo de 2,5 (ver la Tabla 3), calcular lacantidad de carbonatos solubles en lamuestra de filtrado usando la siguienteecuación:

long. mancha del tubo x 2,5CO2– (mg/l) = ml de muestra de filtradoOBSERVACIÓN: El aparato del tren degas DEBE ser limpiado después de cadauso o el ácido utilizado causará dañosgraves al equipo. Para limpiar el tren degas, retirar el tubo flexible y la partesuperior. Lavar las cámaras con aguacaliente y un detergente suave, utilizandoun cepillo. Utilizar un producto delimpieza para tubos para limpiar losconductos entre las cámaras. Lavar,enjuagar y secar los tubos de dispersiónsoplando aire o gas N2O. Enjuagar launidad con agua desionizada y dejar quese seque al aire. El óxido nitroso no sedebe usar para ninguna otra prueba, ocomo fuente de gas. Este gas puedeproducir una explosión si no se usacorrectamente en otras aplicaciones.

Figura 13: Tren de Gas de Garrett.

21 Volumen 3 4

Gama de de la Identificación FactorCarbonatos Muestra del Tubo de

(mg/l) (ml) Dräger Tubo

25 - 750 10 CO2 100/a 2,5*

50 - 1.500 5 CO2 100/a 2,5*

100 - 3.000 2,5 CO2 100/a 2,5*

250 - 7.500 1 CO2 100/a 2,5*

*OBSERVACIÓN: El factor de tubo de “2,5” es aplicable para losnuevos tubos, CO2 100/a (nº cat. 8101811) con una escala de 100 a3.000. Los antiguos tubos usan un factor de tubo de 25.000 con unaescala de 0,01 a 0,3%.

Tabla 3: Volúmenes de muestra y factor de tubo a usarpara varias gamas de carbonatos.

Pruebas


CAPÍTULO

3

(NUNCA se debe usar como fuente de gaspara la celda o filtración de AltaTemperatura, Alta Presión (ATAP) – sóloel Tren de Gas de Garrett paracarbonatos.)

C) CLORURO (Cl–)PropósitoLa prueba de sal, o cloruro, es muyimportante en las áreas donde la salpuede contaminar el fluido deperforación. Esto incluye la mayoríade los campos de petróleo del mundo.La sal puede provenir del agua depreparación, sacos, capasdiscontinuas, estratos o corrientes deagua salada.EquipoLos siguientes materiales sonnecesarios para determinar laconcentración iónica de cloruro en elfiltrado de lodo.1. Solución de nitrato de plata,

0,0282N o 0,282N (fuerte) AgNO3,almacenada en un cilindro opaco ode color ámbar.

2. Solución indicadora de cromato depotasio.

3. Solución de ácido sulfúrico o nítrico0,02 N.

4. Agua destilada.5. Dos pipetas graduadas: una de 1 ml

y otra de 10 ml.6. Recipiente de valoración, 100 a 150

ml, preferiblemente blanco.7. Varilla de agitación.Procedimiento1. Medir 1 o 2 ml de filtrado dentro de

un recipiente de valoración.2. Añadir la cantidad de ácido

requerida para la valoración de Pf.3. Añadir 25 ml de agua destilada y 10

gotas de la solución de cromato depotasio. Agitar continuamente yvalorar con la solución normal denitrato de plata, gota a gota de lapipeta, hasta que el color pase deamarillo a rojo anaranjado ypermanezca en este color durante30 segundos.

4. Registrar el número de ml denitrato de plata requeridos paralograr el punto final. (Si se utilizamás de 10 ml de solución de nitratode plata 0,282N, considerar repetirla prueba con una muestra máspequeña de filtrado medida con

precisión, o diluir usando el factorde dilución.)

CálculosSi la concentración iónica de clorurodel filtrado es inferior a 10.000 mg/l,utilizar la solución de nitrato de plata0,0282 N equivalente a 0,001 g de ionCl- por ml.

Indicar la concentración iónica decloruro del filtrado en miligramos porlitro, calculada de la siguiente manera:Cl– (mg/l) =ml de nitrato de plata 0,0282 N x 1.000

ml de filtrado

Si la concentración iónica de clorurodel filtrado es mayor de 10.000 mg/l,utilizar el nitrato de plata 0,282 N(equivalente a 0,01 g de ión Cl- porml.) Indicar la concentración iónicade cloruro del filtrado en mg/l,calculada de la siguiente manera:Cl– (mg/l) =ml de nitrato de plata 0,282 N x 10.000

ml de filtrado

Para cualquier normalidad de nitratode plata:

N x 35,000 x ml utilizadoCl– (mg/l) = ml de muestra de filtrado

D) CALCIO – ANÁLISIS CUALITATIVOPropósitoEl agua que contiene una gran cantidadde sales disueltas de calcio y magnesio

300200150100

50403020

10

5432

1

Sal

(mg/

l x

1.00

0)

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 1 2 3 4 5 10 15 20 30

Sal (% en peso)

Figura 14: Miligramos de sal por litro vs. porcentaje desal en peso.

PruebasCAPÍTULO

3


se llama “agua dura”. La dureza delagua en el hogar suele ser indicada porlo difícil que resulta hacer espuma conel jabón. En muchos campos depetróleo, el agua disponible es bastantedura. Las arcillas de perforación tienenbajos puntos cedentes cuando sonmezcladas en agua dura. Cuanto másdura sea el agua, más bentonita seránecesaria para obtener un lodo con unesfuerzo de gel satisfactorio. En casosextremos, se ha determinado que eseconómico tratar el agua químicamenteantes de usarla para mezclar el lodo,pero en general esto no resultaeconómico. Sin embargo, cuando sepuede elegir entre dos o más fuentes deagua para el equipo de perforación, serecomienda realizar una simple pruebapara seleccionar la más suave de estasfuentes.

Los ingenieros de campo estánfamiliarizados con los efectos sobre ellodo cuando se perforan formaciones deanhidrita (sulfato de calcio) o de yeso.El calcio puede ser arrastrado durante laperforación de los tapones de cementoy a veces al penetrar en las secciones delutita caliza. Cualquier contaminaciónextensa de calcio puede producirgrandes pérdidas de agua y altos geles.El efecto perjudicial del cemento sobrela Pm más alta se debe a la altaalcalinidad (contenido de cal).EquipoLos siguientes materiales sonnecesarios para determinarcualitativamente la presencia de calcioy/o magnesio.1. Tubo de ensayo.2. Gotero con solución saturada de

oxalato amónico.ProcedimientoColocar 1 a 3 ml de filtrado dentrodel tubo de ensayo. Añadir unascuantas gotas de oxalato amónicosaturado. La formación de unprecipitado blanco indica la presenciade calcio. Registrar el resultado comoligero, mediano o pesado.

E) DUREZA TOTAL

1) CALCIO Y MAGNESIO JUNTOS

ANÁLISIS CUANTITATIVO

Equipo

1. Solución de ácidoetilendiaminotetraacético (EDTA)(Versenato Estándar) 0,01 M (1 ml= 400 mg Ca2+ o 1.000 mg CaCO3).

2. Solución amortiguadora fuerte(hidróxido amónico/cloruroamónico).

3. Solución de Indicador Calmagite4. Recipiente de valoración, 100 a

150 ml, preferiblemente blanco.5. Tres pipetas graduadas: una de 1

ml, una de 5 ml y una de 10 ml.6. Cilindro graduado, 50 ml.7. Agua destilada.8. Varilla de agitación.9. Solución de NaOH 8N o KOH.10. Indicador Calcon o Calver II.11. Cuchara/espátula de porcelana.12. Agente de enmascaramiento:

volumen de mezcla 1:1:2 detrietanolamina:tetraetilenopentamina: agua (API).

La dureza total del agua o filtrado delodo puede ser determinadaejecutando la Parte A de la maneraindicada. Esta prueba es realizada paraobtener la dureza total en ppm,registrada como concentración decalcio en el formulario del informe delodo.

Puede que sea necesario determinarla concentración de magnesio ademásde la de calcio. En este caso, utilizar elprocedimiento descrito en 2) Calcio ymagnesio separadamente. Esteprocedimiento mide específicamenteel calcio, en vez de indicar Mg2+ comoCa2+. Una vez que se conoce laconcentración de calcio, se puedecalcular la concentración de magnesioa partir de la diferencia entre las dosvaloraciones. La soda cáustica(designada en la presente como“solución amortiguadora de calcio”)precipita el magnesio como elhidróxido, y el calcio se valora con unindicador usado específicamente parael calcio.Procedimiento (dureza total comoCa2+)1. Añadir aproximadamente 20 ml de

agua destilada al recipiente devaloración.

2. Añadir 1 ml del agua o filtrado aprobar.

3. Añadir 1 ml de soluciónamortiguadora fuerte (base deNH4OH).

Pruebas


CAPÍTULO

3

4. Añadir unas 6 gotas de Calmagite ymezclar con una varilla deagitación. Un color rojo tintoaparecerá si la muestra contienecalcio y/o magnesio.

5. Usando una pipeta, valorar con laSolución de Versenato Estándar,agitando continuamente hasta quela muestra se vuelva azul porprimera vez, sin que quede ningúnrastro de rojo. Registrar el númerode ml de solución de VersenatoEstándar utilizados. (Si se debemedir el magnesio como en elProcedimiento 2, registrar este valorcomo “A” ml.)

CálculosDureza total como Ca2+ (mg/l) =ml de Versenato Estándar x 400

ml de muestra

CaCO3 (mg/l) =ml de Versenato Estándar x 1.000

ml de muestra

Ocasionalmente, en un filtrado decolor oscuro, es difícil observar elpunto final para determinar la durezatotal. El siguiente método puede serusado para observar mejor el puntofinal. Los cálculos siguen siendoiguales.1. Añadir aproximadamente 20 ml de


2. Añadir 1 ml de filtrado al recipientede valoración (se puede usar unvolumen de 0,5 ml medido conprecisión, si no se puede observar elpunto final con una muestra de 1ml).

3. Añadir 1 ml de Agente deEnmascaramiento.

4. Añadir 1 ml de soluciónamortiguadora fuerte.

5. Añadir 6 gotas de IndicadorCalmagite y agitar.

6. Usando una pipeta, valorar con lasolución de Versenato Estándarhasta que el color pase a azul/verde.Registrar el número de ml utilizadosy calcular de la misma manera queantes.

CálculosDureza total como CaCO3 (mg/l) =

ml de Versenato Estándar x 1.000ml de muestra

2) CALCIO Y MAGNESIO SEPARADAMENTE1. Añadir aproximadamente 20 ml de


2. Añadir la misma cantidad de agua ofiltrado a probar de la misma maneraque en la prueba de dureza anterior.


4. Añadir 1 ml de NaOH 8N o KOH y _de cuchara de porcelana (0,2 g) deIndicador Calcon, y mezclar con unavarilla de agitación.

5. Valorar con la solución de VersenatoEstándar hasta que el indicador pasede rojo tinto a azul, sin que quedeningún rastro de rojo. Registrar elnúmero de ml de Versenato Estándarrequeridos (registrar este valor como“B” ml).

CálculosB x 400

Calcio (mg/l) = ml de muestra

(A – B) x 243Magnesio (mg/l) = ml de muestra

F) DUREZA EN FILTRADOS OSCUROS

1) DUREZA TOTAL EN FILTRADOS OSCUROS

ANÁLISIS CUANTITATIVO

PropósitoA veces es difícil valorar con exactitudla concentración de dureza en losfiltrados de color oscuro debido alimperceptible cambio de color delfiltrado cuando se alcanza el puntofinal. Por lo tanto, el siguiente métodoha sido desarrollado y es recomendadosolamente cuando el procedimiento deprueba de dureza que antecede es difícilo imposible de realizar.Equipo1. Ácido acético: glacial (cuidado).2. Indicador Calcon o Calver II

(específico para Ca2+).3. Hipoclorito de sodio de 5,25%

(Clorox®).4. Indicador Calmagite.5. Hidróxido de sodio; NaOH 8N.6. Agente de Enmascaramiento.7. Solución de Versenato Estándar,

concentración molar de 0,01.8. Solución amortiguadora fuerte.9. Vaso de precipitado, 100 ml.10. Cilindros graduados, dos de 10

ml.

PruebasCAPÍTULO

3


12. Pipeta graduada, 10 ml.13. Placa calentadora.14. Pipeta volumétrica, 1 ml.15. Cuchara/espátula de porcelana

para agregar indicadores sólidos.Método I (incluye todos los metalesvalorados por la solución deVersenato)CUIDADO: Trabajar en un lugar bienventilado. No respirar los vapores.1. Usando una pipeta volumétrica de

1 ml, transferir 1 ml de filtrado aun vaso de precipitado de 100 ml.

2. Añadir 10 ml de Clorox (verificarque esté fresco porque esteproducto se deteriora con eltiempo). Revolver para mezclar.

3. Añadir 1 ml de ácido acético yrevolver para mezclar.

4. Calentar hasta la temperatura deebullición a fuego alto, y dejarhervir durante 5 minutos.Mantener el volumen añadiendoagua desionizada.

5. Retirar el vaso de precipitado de laplaca calentadora y dejarlo enfriar ala temperatura ambiente. Lavar loslados del vaso de precipitado conagua desionizada.

6. Añadir 1 ml de soluciónamortiguadora fuerte y revolverpara mezclar.

7. Añadir 6 gotas de Calmagite ymezclar. Un color rojo tintoaparecerá si la dureza está presente.

8. Usando una pipeta, valorar consolución de Versenato Estándar,agitando continuamente hasta quela muestra se vuelva azul, sin quequede ningún rastro de rojo. Elcolor cambiará de morado a grispizarra en los filtrados oscuros.Registrar el número de ml desolución de Versenato Estándarutilizados.

CálculosDureza total como Ca2+ (mg/l) =

ml Versenato Estándar x 400

Método II (incluye el calcio ymagnesio indicados como Ca2+)1. Usando una pipeta volumétrica de 1

ml, transferir 1 ml de filtrado a unvaso de precipitado Pyrex® de 100ml.

2. Añadir 10 ml de Clorox (verificarque el Clorox esté fresco). Revolverpara mezclar.

3. Añadir 1 ml de ácido acético ymezclar.

4. Calentar hasta la temperatura deebullición y dejar hervir durante 5minutos. Mantener el volumenañadiendo agua desionizada.


6. Añadir 1 ml de soluciónamortiguadora fuerte y revolverpara mezclar.

7. Añadir 1 ml de Agente deEnmascaramiento y mezclar.

8. Añadir 6 gotas de Calmagite ymezclar. Un color rojo tintoaparecerá si el calcio y/o magnesioestá presente.

9. Usando una pipeta, valorar consolución de Versenato Estándar,agitando continuamente hasta quela muestra se vuelva azul, sin quequede ningún rastro de rojo.Registrar el número de ml desolución de Versenato Estándarutilizados. Este es el Valor A.

CálculosDureza total como Ca2+ (mg/l) = A x 400

2) CALCIO Y MAGNESIO SEPARADAMENTE1. Usando una pipeta volumétrica de

1 ml, transferir 1 ml de filtrado aun vaso de precipitado Pyrex de100 ml.

2. Añadir 10 ml de Clorox y revolverpara mezclar.

3. Añadir 1 ml de ácido acético ymezclar.

4. Calentar hasta la temperatura deebullición y dejar hervir durante 5minutos. Mantener el volumenañadiendo agua desionizada.


6. Añadir 1 ml de amortiguador decalcio (hidróxido de sodio) ymezclar (precipitación de Mg2+).

7. Añadir 1 ml de Agente deEnmascaramiento y mezclar.

8. Añadir 1/4 cucharada (0,2 g) deIndicador Calcon y mezclar. Uncolor rojo tinto aparecerá si elcalcio está presente.

Pruebas


CAPÍTULO

3

9. Valorar con solución de VersenatoEstándar hasta que el indicadorpase de rojo tinto a azul, sin quequede ningún rastro de rojo.Registrar el número de ml desolución de Versenato Estándarrequeridos. Este es el Valor B.

CálculosCalcio (mg/l) = B x 400 Magnesio (mg/l) = (A - B) x 243

G) SULFATO

1) ANÁLISIS CUALITATIVO

PropósitoEl ion sulfato está presente en muchasaguas naturales debido a la acciónsolvente del agua sobre los mineralesde la tierra. La anhidrita (sulfato decalcio) es un contaminanteligeramente soluble encontradodurante la perforación en ciertas áreas.En general, resulta convenienteconocer el contenido de iones sulfatodel filtrado. Concentraciones iónicasde sulfato de aproximadamente 2.000mg/l podrían contribuir a losproblemas de alta viscosidad y controlde filtrado.EquipoLos siguientes materiales sonnecesarios para determinarcualitativamente la presencia delsulfato:1. Tubo de ensayo.2. Gotero con solución de cloruro de

bario de 10%. (VENENO. No pipetarcon la boca.)

3. Gotero con ácido nítrico fuerte.ProcedimientoColocar aproximadamente 3 ml defiltrado dentro de un tubo de ensayo.Añadir unas cuantas gotas de soluciónde cloruro de bario. La formación deun precipitado blanco indica lapresencia de sulfatos y/o carbonatos.Añadir unas cuantas gotas de ácidonítrico concentrado. Si el precipitado sedisuelve, se trata de carbonato; si no, setrata de sulfato. Registrar la cantidad deprecipitado que queda después deltratamiento con ácido como cantidadligera, mediana o pesada.

2) SULFATO DE CALCIO DISPONIBLE (SINREACCIONAR)

PropósitoCuando se hace circular lodo yeso, esnecesario conocer la cantidad de yeso(sulfato de calcio) disponible en elsistema.Equipo1. Agente de Enmascaramiento:

mezcla de 1:1:2 en volumen detrietanolamina:tetraetilenopentamina: agua.

2. Agua desionizada.3. Indicador Calmagita.4. Solución de Versenato Estándar,

concentración molar de 0,01.5. Solución amortiguadora de pH

fuerte.6. Vaso de precipitado, 400 ml.7. Vaso de precipitado calibrado en la

marca de volumen de 250 ml.8. Placa calentadora.9. Pipetas: 1 ml, 2 ml y 10 ml. Jeringa

de 5 ml.10. Recipiente de valoración, 100 a

150 ml, preferiblemente blanco.11. Destilador de lodo (retorta).etorta).Procedimiento1. Añadir 5 ml de lodo al vaso de

precipitado calibrado, y luegoañadir 245 ml de agua paraobtener un volumen final en lamarca de calibración de 250 ml.

2. Calentar hasta 160ºF y agitar de 15a 20 minutos. Si es posible, agitardurante el calentamiento. (Si nohay ningún equipo decalentamiento disponible, agitardurante 30 minutos.)

3. Enfriar agitando y aumentar elvolumen hasta exactamente 250ml, añadiendo agua con elcontenedor calibrado.

4. Filtrar con el filtro prensa,desechando la primera porciónturbia de filtrado y guardandosolamente el filtrado claro.

5. Añadir 1 ml de AmortiguadorFuerte y 6 gotas de IndicadorCalmagite a 10 ml de filtrado.

6. Valorar con la solución deVersenato Estándar, agitandocontinuamente hasta que lamuestra se vuelva azul (o verdepara el filtrado de color oscuro),sin que quede ningún rastro derojo. Registrar el número de ml desolución de Versenato Estándarutilizados (Vt).

PruebasCAPÍTULO

3


7. Limpiar el recipiente de valoración yañadir aproximadamente 20 ml deagua.

8. Añadir 1 ml de filtrado del lodo.9. Añadir 1 ml de solución

Amortiguadora Fuerte.10. Añadir 1 ml de Agente de

Enmascaramiento.11. Añadir 6 gotas de Calmagite y

mezclar con una varilla de agitación.12. Valorar con la solución de Versenato

Estándar, agitando continuamentehasta que la muestra se vuelva azul(o verde para el filtrado de coloroscuro), sin que quede ningún rastrode rojo.

13. Registrar el número de ml desolución de Versenato Estándarutilizados (Vf).

CálculosCaSO4 disponible (lb/bbl) =

2,38 x Vt – [0,2 x (Fw x Vf)]Donde:Vt = Número de ml de solución de

Versenato Estándar utilizados paravalorar 10 ml de filtrado claro en laEtapa 6.

Vf = Número de ml de solución deVersenato Estándar utilizados paravalorar 1 ml de filtrado de lodo enla Etapa 13.

Fw = Fracción de agua dulce del lodoobtenido del destilador de lodo.% agua/100 = Fw.

H) POTASIO (K+)Cuando es necesario determinar laconcentración iónica de potasio,cualquiera de los siguientesprocedimientos puede ser utilizadoeficazmente. El Procedimiento I puedeser utilizado con exactitud paracualquier concentración de iones depotasio. El Procedimiento II es unmétodo rápido utilizado para altasconcentraciones de potasio.

1) PROCEDIMIENTO I – CONCENTRACIÓN DEPOTASIO MENOR DE 5.000 MG/L (MÉTODODE STPB)Equipo1. Solución de Tetrafenilborato de Sodio

(STPB) normal.2. Solución de Sal Amónica Cuaternaria

(QAS), bromuro amónico dehexadeciltrimetilo.

3. Solución de hidróxido de sodio

(NaOH) (20%); 20 g/80 ml de aguadesionizada.

4. Indicador de azul de bromofenol.5. Pipetas serológicas (graduadas); una

de 2 ml con subdivisiones de 0,1 ml,dos de 5 ml y dos de 10 ml.

6. Cilindros graduados: dos de 25 ml ydos de 100 ml.

7. Embudo: 100 ml.8. Papel filtro.9. Vasos de precipitado: dos de 250 ml y

agua desionizada.Procedimiento1. Colocar la cantidad apropiada de

filtrado dentro de una probetagraduada de 100 ml, utilizando laTabla 4 para determinar el tamaño dela muestra. Utilizar una pipeta paramedir la cantidad de filtrado y/omuestra diluida.

2. Añadir 4 ml de NaOH con una pipetade 5 ml, 25 ml de solución de STPBmedida con una probeta graduada de25 ml, y suficiente agua desionizadapara aumentar el nivel de la soluciónhasta la marca de 100 ml.

3. Mezclar y dejar reposar durante 10minutos.

4. Filtrar dentro de un cilindro graduadolimpio de 100 ml. Si el filtrado estáturbio, la solución debe ser filtrada denuevo.

5. Transferir 25 ml de filtrado claro(medido con un cilindro de 25 ml)dentro de un vaso de precipitado de250 ml.

6. Añadir 15 gotas de indicador de azulde bromofenol.

7. Valorar con la solución de QAS hastaque el color cambie de morado-azul aazul claro. Registrar el volumen (ml)de solución de QAS utilizado.Continuar la valoración hasta 25 mlpara confirmar que el punto final hasido alcanzado y que no quedeninguna coloración morada-azul. Si esposible, usar un agitador magnéticocon una luz. No se debe usar unacubeta de valoración.

Relación QAS/STPB = ml de QAS ÷ 2

Si la relación es diferente de 4,0±0,05,ésta debe usarse como factor decorrección en el cálculo de mg/l K+.Cálculos

(25 – ml de QAS) x 1.000K+ (mg/l) = ml de filtrado

Pruebas


CAPÍTULO

3

Si se requiere aplicar el factor decorrección:

K+ (mg/l) =ml de QAS x 4

25 – x 1,000[ ( relación QAS/STPB )]ml de filtrado*

* Para el cálculo, usar el volumen (ml) defiltrado del Procedimiento Nº 1, marcadoml de filtrado* (cálculos). Esteprocedimiento constituye unaretrovaloración. La Etapa 2 precipita elpotasio de la solución. Los iones potasioson filtrados en la Etapa 4. La valoracióncon la solución de QAS determina lacantidad de solución de STPB sinreaccionar.

PROCEDIMIENTO II – IONES POTASIO(MÉTODO DE PERCLORATO DE SODIO)Equipo1. Solución de perclorato de sodio normal:

150,0 g de NaClO4 por 100 ml de aguadestilada.

OBSERVACIÓN: El perclorato de sodioes explosivo en estado seco si se calienta aaltas temperaturas o si entra en contactocon agentes reductores orgánicos. Elperclorato no es peligroso si se mantienemojado con agua. Se descompondráinofensivamente si se dispersa en un cubode agua y luego eliminado de maneraapropiada.

2. Solución de cloruro de potasionormal, 14,0 g de KCl llevados a 100ml con agua destilada.

3. Tubos centrífugos clínicos de 10 ml,de tipo Kolmer solamente; Corning8360.

4. Centrífuga, cabeza de rotor deoscilación horizontal (manual o

eléctrica), capaz de produciraproximadamente 1.800 RPM.

5 Curva de calibración normal paracloruro de potasio.

Preparación1. Calibrar la centrífuga.

a. Si se usa la centrífuga eléctrica,calibrar a 1.800 RPM usando elreostato.

b. Si se usa la centrífuga manual, unavelocidad relativamente constantede 1.800 RPM puede ser obtenidade la siguiente manera:1. Determinar el número de

revoluciones del rotor por cadavuelta de la manivela; i.e. girarmuy lentamente la manivela ycontar el número de revolucionesde la cabeza del rotor durante unavuelta de la manivela.

2. Determinar el número de vueltasde la manivela requeridas paraobtener 1.800 revoluciones de lacabeza del rotor.

3. Para mantener una velocidadconstante durante 1 minuto,tomar el número requerido devueltas de la manivela y dividirlopor 12. Esto indicará las vueltas dela manivela requeridas por cadaperiodo de 5 segundos.

4. Ahora, observe la segunda agujade su reloj. Empiece a accionar lamanivela rápidamente y cuente elnúmero de vueltas de la manivelaen 5 segundos. Si el número esmayor de 10, reduzca un poco lavelocidad y cuente las vueltasdurante otro periodo de 5segundos. Siga ajustando lavelocidad hasta que obtenga elnúmero de vueltas requerido y

ppm de K+ estimados Preparación de la Muestra Filtrado (ml)

Más de 100.000 Tomar 1 ml de filtrado, añadir 9 ml de agua destilada. Mezclar y utilizar una solución de 1 ml como muestra. 0,10

50.000 - 100.000 Tomar 1 ml de filtrado, añadir 9 ml de agua destilada. Mezclar y utilizar una solución de 2 ml como muestra. 0,20

20.000 - 50.000 Tomar 1 ml de filtrado, añadir 9 ml de agua destilada. Mezclar y utilizar una solución de 5 ml como muestra. 0,50

10.000 - 20.000 Tomar 1 ml de filtrado no diluido. 1,00



250 - 2.000 Tomar 10 ml de filtrado no diluido. 10,00OBSERVACIÓN: Es importante que la concentración de la solución de QAS sea verificada mensualmente en relación con la solución de STPB. Paradeterminar la QAS equivalente, diluir 2 ml de solución STPB en el recipiente de valoración con 50 ml de agua destilada. Añadir 1 ml de solución dehidróxido de sodio y 10 a 20 gotas del indicador de azul de bromofenol. Valorar con la solución de QAS hasta que el color cambie de morado-azul a azulclaro.

Tabla 4: Tamaños de las muestras de potasio.

PruebasCAPÍTULO

3


que logre mantener ese ritmo contotal naturalidad.

2. Preparación de la curva de calibraciónnormal para cloruro de potasio (ver laFigura 15 o aplicar el siguienteprocedimiento para preparar lacurva).a. Preparar soluciones normales

cubriendo la gama de 1 a 8% KCl,añadiendo el volumen (ml)apropiado de solución de cloruro depotasio normal (0,5 ml para cada 3,5lb/bbl) al tubo centrífugo y diluirhasta 7 ml con agua destilada.

b. Añadir 3 ml de solución deperclorato de sodio a cada tubo

c. Centrifugar durante 1 minuto a1.800 RPM y leer inmediatamenteel volumen de precipitado.

d. Enjuagar los tubos y desechar ellíquido de una manera apropiada.

e. Trazar el volumen (ml) deprecipitado en relación con elcontenido de cloruro de potasio(lb/bbl) en el gráfico rectangular.

Procedimiento1. Medir 7 ml de filtrado dentro del

tubo centrífugo. Añadir 3 ml desolución de perclorato de sodio altubo (si el potasio está presente, laprecipitación ocurreinmediatamente). ¡NO AGITAR!Centrifugar a una velocidadconstante de aproximadamente1.800 RPM, durante 1 minuto, y leerinmediatamente el volumen deprecipitado. Enjuagar el precipitadodel tubo dentro de un cubo de agua.

OBSERVACIÓN: Para asegurarse quetodo el potasio ha sido eliminado, añadir2 a 3 gotas de perclorato de sodio al tubocentrífugo después de centrifugar. Laformación de un precipitado significa queno se midió la cantidad total de ionespotasio; en este caso, la muestra debe serdiluida de la manera indicada en laObservación 2.

2. Determinar la concentración decloruro de potasio comparando elvolumen de precipitado medido conla curva normal (ver la Figura 15).

3. Registrar la concentración de potasiocomo lb/bbl de KCl o kg/m3.

CálculosLa concentración de potasio también sepuede registrar como % en peso de KCl.

lb/bblKCl (% en peso) = 3,5

lb/bbl x 2,853 = kg/m3

K+ (mg/l) = 1,500 x KCl (lb/bbl)

OBSERVACIÓN 2: Estos dos cálculossuponen que la gravedad específica delfiltrado es de 1,00.

Si la concentración de KCl excede 21lb/bbl, se puede mejorar la precisiónejecutando una dilución apropiada paramantener el resultado de la pruebadentro de la gama de 3,5 a 21 lb/bbl. Elvolumen en el tubo debería seraumentado hasta 7 ml con aguadestilada y agitado antes de añadir lasolución de perclorato de sodio. Si seusan volúmenes de filtrado diferentes de7 ml, la concentración de KCl deberíaser calculada de la siguiente manera:KCl (lb/bbl) =

7ml de filtrado (valor de la curva normal)

Este método fue desarrollado comoprocedimiento de campo y debería usarsecomo tal. Se trata de un método queayuda a mantener la concentracióniónica de potasio dentro del filtrado delodo a, o encima de un determinadonivel. Este método es más eficaz cuandola concentración iónica de potasio esmayor de 5.000.

1,401,301.201,101,000,900,800,700,600,500,400,300,200,100.00

Prec

ipit

ado

(ml)

0 3,5 7,0 10,5 14,0 17,5 21,0 24,5 28,0Concentración de KCl (lb/bbl)

*No válido para concentraciones de KClmenores de 3,5 lb/bbl

Figura 15: Curva de calibración de la concentración deKCl.

*

Ejemplo de gráfico(construir una curvade calibraciónsimilar para losproductos químicosutilizados)

Diluir el volumende la muestra paramantener elresultado de laprueba <21 lb/bbl.

1 lb/bbl. x 2,853 = kg/m3

Pruebas


CAPÍTULO

3

I) CONCENTRACIÓN IÓNICA DE NITRATO

PropósitoMuchas veces resulta difícil identificarlos fluidos recuperados de las pruebas dela formación (DST) como filtrado o aguairreductible. Cuando el ion nitrato esutilizado como elemento indicador en elfiltrado de lodo, se puede realizar unaevaluación más precisa.Equipo Aparato de Ensayo de Nitrato (A.J.Chemical) y cuchara grande para medirla cal.Procedimiento1. Medir una muestra de 5 ml de

filtrado casi incoloro dentro de untubo de ensayo. Si el filtrado es decolor oscuro, el color debe sereliminado por dilución o tratamientocon cal (ver la Observación 1 y laTabla 3).

2. Añadir el contenido de una ampollade NO3-11 y agitar durante 3

minutos.3. Dejar reposar y decantar el líquido

dentro de otro tubo de ensayo.4. Añadir el contenido de una ampolla

de NO3-12 al líquido decantadodentro del segundo tubo de ensayo.

5. Agitar y dejar reposar en el soportedurante 10 minutos para que el colorse desarrolle completamente.

6. Después del desarrollo total del color,verter la muestra dentro de unaprobeta graduada de 10 ml y añadiragua desionizada para aumentar elvolumen hasta 10 ml. Mezclarminuciosamente.

7. Transferir la muestra al segundo tubode ensayo.

8. Preparar una muestra en blancotomando una muestra de 5 mltratada de manera idéntica a lamuestra de la Etapa 1, en lo que serefiere a la dilución y al tratamientocon cal, y añadir 5 ml de agua

CálculosFiltrados claros:

indicación del cuadrante x factor de diluciónmg/l de NO3

– = 10

Filtrado coloreado que requiere un tratamiento con cal:indicación del cuadrante x factor de dilución

mg/l de NO3– = – (6 x mg/1 NO3

– en la cal*)10

Filtrado coloreado que requiere dos tratamientos con cal:indicación del cuadrante x factor de dilución

mg/l de NO3– = – 1 – (42 x mg/l NO3

– en la cal*)10

*Este valor está marcado en el contenedor de cal.

OBSERVACIÓN 1: No es necesario que la muestra de 5 ml tomada en la Etapa 1 seatotalmente incolora. Se puede tolerar un color ligero si se usa la muestra en blanco apropiada,especificada en la Etapa 8. Muchas veces, el color será reducido a un nivel satisfactorio por ladilución que pueda ser requerida para reducir la concentración de NO3- de manera que estécomprendida dentro de la gama de la rueda de colores en la Etapa 11. Sin embargo, unfiltrado extremadamente oscuro debe ser descolorado. Este descoloramiento se obtienediluyendo 5 ml de filtrado con agua desionizada, añadiendo 1 cucharada de hidróxido decalcio, agitando bien y filtrando con un embudo. Esto produce un factor de dilución inicial de6. Si el filtrado es demasiado oscuro, tomar 1 ml y diluir hasta 5 ml con agua desionizada,para determinar si esta muestra sería apropiada para utilizar en la Etapa 1. Si no, tomar 5 ml yrepetir la dilución y el tratamiento descritos anteriormente, y luego filtrar de nuevo. Estoproducirá un factor de dilución de 36. Ningún descoloramiento adicional debería sernecesario; sin embargo, puede que se requiera diluir de nuevo con agua desionizada (ver laTabla 5). Pero es posible que esta necesidad no sea determinada hasta la terminación de laEtapa 11.

OBSERVACIÓN 2: Las indicaciones mayores de 80 en la rueda de colores proporcionanresultados incorrectos. Por lo tanto, las muestras que producen indicaciones mayores de 80deberían ser diluidas y sometidas a otra prueba.

PruebasCAPÍTULO

3


desionizada para obtener la diluciónindicada en la Etapa 6.

9. Colocar la incógnita coloreada en elagujero derecho de la cajacomparadora.

10. Colocar la muestra en blanco en elagujero izquierdo de la cajacomparadora.

11. Mirando por los agujeros, girarlentamente la rueda hasta que lasintensidades de color coincidan. Si elcolor de la muestra es más oscuroque el color de la rueda a 80 (ver laObservación 2), estimar la diluciónnecesaria (Tabla 5) para reducir laconcentración iónica de nitrato hastaque esté comprendida dentro de lagama de la rueda de colores, y repetirla prueba.

12. Registrar la indicación del cuadrante.

Tablas de diluciónEsta tabla ayudará a seleccionar ladilución correcta del filtrado original(sin tratamiento con cal) o la diluciónadicional requerida después deltratamiento con cal, si se conoce laconcentración aproximada de NO3- delos filtrados de lodo originales. LosFactores de Dilución (FD) a utilizar paralos cálculos también están indicados.

Sin tratamiento con cal.

Un tratamiento con cal.

Dos tratamientos con cal.

La columna de factor de diluciónindica la cantidad de filtrado utilizada yel volumen final de dilución del filtradocon agua desionizada.

J) CONCENTRACIÓN DE POLÍMERO PHPAPropósitoLos polímeros PHPA son aditivos delodo que ayudan a estabilizar las lutitasen un agujero. El siguiente análisisdeterminará los polímeros libresdisponibles para adsorberse en la pareddel agujero.Equipo1. Placa calentadora/agitador

magnético con varillas magnéticasde agitación.

2. Dos matraces Erlenmeyer de 125 ml.3. Agua destilada.4. Solución de ácido bórico, 2% en

peso.5. Indicador de Rojo de Metilo.6. Solución de hidróxido de sodio 6 N.7. 2 a 3 pies de tubo Tygon con un

diámetro interior (D.I.) de 0,25pulgada.

8. Tapón de caucho nº 6 con unagujero de 0,25 pulgada.

9. Solución de ácido sulfúrico 0,02 N.10. Antiespumante de silicona (i.e. Dow-

Corning 84 AFC-78).11. Tubo de vidrio con un diámetro

exterior (D.E.) de 0,25 pulgada –pulido al fuego (2 secciones de 3 a 4pulgadas de largo).

Procedimiento1. Acoplar las dos secciones del tubo de

vidrio a cada extremo del tubo Tygon.Insertar un extremo dentro del tapónde caucho de manera que el extremodel tubo esté alineado precisamentecon la parte inferior del tapón.

2. Añadir 25 ml de la solución de ácidobórico y 6 gotas de Indicador de Rojode Metilo a un matraz Erlenmeyer. Estees el matraz colector. Tomar nota delcolor original, el cual debería serrosa/rojo, pero no amarillo.

3. Añadir 50 ml de agua destilada, 2 mlde antiespumante de silicona y 10 mlde lodo entero en el otro matrazErlenmeyer (éste es el matraz dereacción). Si la concentración de Poly-Plus® activo es mayor de 1,5 lb/bbl, o sila concentración de Poly-Plus líquidoes mayor de 4,5 lb/bbl, utilizar 5 ml delodo entero, y luego doblar el valor delresultado.

NO3– Dilución Factor de

(mg/l) (ml) Dilución

0 - 8 Ninguna 1

8 - 20 2 - 5 2,5

20 - 40 1 - 5 5

40 - 80 1 - 10 10

80 - 200 1 - 25 25

200 - 500 1 - 50 50

Dilución Factor demg/l (ml) Dilución

0 - 20 Ninguna 6

20 - 100 2 - 5 15

100 - 200 1 - 5 30

200 - 450 1 - 10 60

Dilución Factor demg/l (ml) Dilución

0 - 120 Ninguna 36

120 - 550 2 - 5 90

Tabla 5.

Pruebas


CAPÍTULO

3

4. Colocar el matraz de reacción quecontiene el lodo sobre la placacalentadora y comenzar a agitar.Añadir 3 ml de solución de hidróxidode sodio 6 N y colocar inmediatamenteel tapón de caucho en el matraz.

5. Sumergir el otro extremo del tubo(pipeta de Pasteur, si es utilizada)dentro de la solución de ácido bóricode 2%/rojo de metilo.

6. Calentar durante 45 a 60 minutos,permitiendo una ebullición moderada.Un volumen de aproximadamente 25ml debería condensarse en el matrazcolector durante este periodo,produciendo un cambio de color derosa a amarillo.

7. Ajustar el calor de manera que no seani demasiado caliente ni losuficientemente frío para producir elretroceso del fluido. Si la placacalentadora calienta con un ciclointermitente (encendiéndose yapagándose repetidamente), elenfriamiento permitirá la aspiración dela solución de ácido bórico fuera delmatraz. Después de captar el volumende 25 ml, retirar el tapón y purgarcualquier líquido dentro del matrazcolector. Retrovalorar el contenido delmatraz colector al color rojo/rosaoriginal con la solución de H2SO4 0,02N y registrar la cantidad de ácidoutilizada.

8. La concentración de Poly-Plus puedeser determinada a partir del gráficocorrecto. Acordarse de doblar el valordel resultado si se utiliza una muestrade 5 ml.

Pautas adicionales y corrección deproblemas1. Es importante que el tubo de vidrio

esté alineado con la parte inferior deltapón de caucho. Si el tubo de vidriosobresale por debajo del tapón, lasolución cáustica que se estádestilando se acumulará alrededor deltubo expuesto y será aspirada hacia lasolución de ácido bórico. Estoproducirá valores altamente erróneosdurante la determinación.

2. Verificar que el indicador utilizadosea el rojo de metilo. Este indicadorcambiará de un color amarillo ámbarpálido a un color rosado o rojotirando a rosado, al pasar de un pHalto a un pH bajo. Además, lasolución de ácido bórico debería

volver el indicador rosado, noamarillo. Si el indicador no se vuelverosado, obtener una muestra fresca deácido bórico. Si esto no es posible,utilizar ácido sulfúrico 0,02 N yañadirlo gota a gota hasta que lasolución se vuelva rosa. Utilizar estasolución para captar el destilado. Estaetapa asegurará que sólo el ácidorequerido para valorar el amoníacoserá medido durante la valoraciónfinal. Cualquier adición de ácido paracorregir el ácido bórico será ignorada.

3. Si el lodo hace espuma o se desborda,utilizar más antiespumante. Procurarestimar la gama del polímero activode manera que se pueda utilizar lacantidad correcta de lodo entero.

4. La temperatura de destilación de lasolución debería ser ajustada demanera que no cause ningúndesbordamiento (el cual anula laprueba). La solución debería hervirmoderadamente, causando lacondensación del agua (o destilado)en la parte superior del tubo devidrio. De esa manera, el lodo nodesborda dentro del matraz colector,sino que el destilado se acumulasimplemente dentro del tubo y seescurre hacia la solución de ácidobórico. Otra vez, la temperaturadebería ser lo suficiente alta paramantener una ebullición constante,evitando que el matraz de lodo se

enfríe y que el ácido bórico seaaspirado dentro de este matraz.

5. Verificar que el extremo del tubo devidrio esté por debajo de la superficiede la solución de ácido bórico. Lomejor sería usar una pipeta de Pasteuren vez de un tubo de vidrio en este

2,50

2,00

1,50

1,00

0,50

0,00

Con

cen

trac

ión

de

POLY

-PLU

S(l

b/bb

l)

0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5Ácido sulfúrico 0,02 N

Figura 16: Prueba de concentración de Poly-Plus(líquido).

PruebasCAPÍTULO

3


extremo. El orificio es más pequeño,lo cual reduce la posibilidad de que elamoníaco se escape.

6. Una vez terminada la valoraciónfinal, asegurarse de retrovalorar alcolor original de la solución de ácidobórico. Si se observa un color rosaclaro, no se debe seguir valorandohasta obtener un color rosa oscuro orojizo.

A) ÓXIDO DE CINC (ZNO) YCARBONATO DE CINC BÁSICO(ZnCO3•Zn(OH)2)

PropósitoEl óxido de cinc y el carbonato de cincpueden ser utilizados para secuestrar elsulfuro de hidrógeno en los fluidos deperforación. Para determinar el ZnO oZnCO3 disponible en el lodo, sepuede utilizar el siguienteprocedimiento:Equipo1. Ácido acético, glacial.2. Fluoruro amónico, 10%.3. Hidróxido amónico, concentrado.4. Agente de Enmascaramiento.5. Agua desionizada.6. Solución de formaldehído (4%).7. Solución de Indicador Calmagite.8. Solución de Versenato Estándar.9. Vaso de precipitado, 150 ml.10. Cilindros graduados: uno de 10

ml, uno de 25 ml y uno de 100ml.

11. Mezclador de campo con reostatoo agitador magnético con varillade agitación.

12. Jeringas: una de 10 ml y otra de 20ml.

13. Embudo de plástico, 4 pulgadas.14. Papel filtro estriado (S & S Nº 588,

tamaño 18,5 cm).15. Papel pH.16. Pipetas volumétricas: una de 10 ml

y otra de 20 ml.

Procedimiento1. Agitar la muestra de lodo; luego

medir 10 ml utilizando la jeringa.2. Colocar dentro del vaso de

precipitado de 150 ml.3. Diluir hasta 40 ml con agua

desionizada.

4. Añadir 10 ml de ácido acéticoglacial (CUIDADO: Utilizar unacampana de ventilación, si se disponede alguna).

5. Agitar durante 10 minutos con elmezclador o el agitador. Si no sedispone de ninguno de éstos,mezclar a la mano con la varilla deagitación. Es esencial que semezcle minuciosamente, porque lareacción tarda en producirse.

6. Añadir 15 ml de hidróxidoamónico (CUIDADO).

7. Verificar el pH. Si el pH es mayorde 9, pasar a la siguiente etapa. Siel pH es menor de 9, añadirhidróxido amónico en cantidadesde 5 ml hasta que el pH sea mayorde 9, y luego pasar a la siguienteetapa.


9. Añadir 10 ml de solución defluoruro amónico.

OBSERVACIÓN: El fluoruroamónico es venenoso; no pipetar conla boca. El fluoruro amónico nuncadebe ser mezclado con una soluciónácida.

10. Transferir la solución al cilindrograduado de 100 ml y diluir hastala marca de 100 ml con aguadesionizada.

11. Mezclar bien y filtrar dentro devaso de precipitado limpio y seco.

12. Tomar 20 ml de filtrado ycolocarlo dentro de un vaso deprecipitado limpio.

13. Diluir con agua desionizada hastaaproximadamente 40 ml.

14. Añadir 6 gotas de IndicadorCalmagite. Si la solución es azul,pasar directamente a la Etapa 15.

Sección 8. Análisis Químico Relacionado con la Corrosión

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0C

once

ntr

ació

n d

ePO

LY-P

LUS

(lb/

bbl)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14Ácido sulfúrico 0,02 N

Figura 17: Prueba de concentración de Poly-Plus(seco).

Pruebas


CAPÍTULO

3

Si la solución es roja, valorarlentamente con VersenatoEstándar hasta el punto final azulnormal. No se requiere registrar lacantidad de indicador Versenatoutilizada.

15. Añadir 5 ml de hidróxidoamónico.

16. Verificar el pH. Éste debería estarcomprendido entre 10 y 11. Si elpH es menor de 10, añadirhidróxido amónico en cantidadesde 5 ml hasta obtener un pH 10.

17. Añadir 5 ml de solución deformaldehído.

18. Dejar reposar durante por lomenos 2 minutos. La solucióncambiará de azul a rojo tinto si elcinc está presente.

19. Valorar con el indicador Versenatohasta que el color rojo tintocambie a azul.

CálculosZnO (lb/bbl) =

28,5 x ml de Versenato Estándarml de muestra x ml de filtrado

ZnCO3 (lb/bbl) = 44 x ml de Versenato Estándarml de muestra x ml de filtrado

B) INCRUSTACIÓN DE SULFURO DEHIERRO (ANÁLISIS CUALITATIVO)PropósitoPara determinar la presencia desulfuro de hierro en los equipos deacero, se utiliza una solución reactivaespecial. Aunque la presencia desulfuro de hierro indiquefrecuentemente que H2S está presenteen el fondo del pozo, no demuestra deninguna manera la existencia de gasH2S. EquipoSolución de prueba de sulfuro dehierro, conteniendo HCl de 15%,arsenito de sodio de 1% y detergentede 0,05% usado como agentehumectante.Procedimiento

Se coloca unas cuantas gotas desolución ácida sobre el equipo o laincrustación que se está formando. Siun precipitado amarillo vivo desulfuro de arsénico se forma, lamuestra contiene sulfuro de hierro. Elprecipitado tendrá el aspecto de“huevos revueltos” en miniatura.

Como el ácido puede disolver partedel hierro, es posible que unasolución amarilla-naranja se forme.Ésta no debe ser confundida con elprecipitado amarillo formado por elsulfuro. Si aparecen burbujas, laincrustación puede contenercarbonato que proviene posiblementedel dióxido de carbono.

CUIDADO: Esta prueba sólo debe serrealizada en equipos de acero; no debeser realizada en chapas de aluminio ometal porque vapores venenosos podríanformarse.

OBSERVACIÓN: Información tomadade “Corrosion of Oil and Gas WellEquipment”, patrocinado por NationalAssociation of Corrosion EngineersInternational y American PetroleumInstitute, 300 Corrigan Tower Building,Dallas, TX, 1958, página 85.

C) SULFURO DE HIDRÓGENO (H2S)PropósitoEs posible que el gas venenoso H2Sentre en el fluido de perforación,causando corrosión. Este gas es unveneno mortal para los seres vivos. Sepresentan dos métodos diferentes paradeterminar la presencia de H2S enpartes por millón. El primer método esrápido y requiere un mínimo deequipo. Los resultados son menosprecisos y deberían ser usados paraindicar si el H2S está presente o no.Utilizar el segundo método (GGT) paradeterminar la concentración en ppm deH2S dentro del fluido de perforaciónmediante el análisis del filtrado.

1) PROCEDIMIENTO I: PRUEBA HACHEquipo1. Una botella de ensayo calibrada

especial con un tapón que contieneun agujero para permitir la descargadel gas.

2. Papel indicador de sulfuro dehidrógeno que encaje en el tapón.

3. Jeringa hipodérmica; una de 10 ml.4. Agua desionizada.5. Pastillas Alka-Seltzer®‚ (frescas).6. Tabla de comparación de colores para

ppm de H2S.7. Antiespumante de octanol.8. Ácido clorhídrico, aproximadamente

6 N.Procedimiento1. Con una jeringa, transferir 8,3 ml de

lodo a la botella de ensayo. Añadir

PruebasCAPÍTULO

3


16,7 ml de agua desionizada yrevolver hasta que quedenmezclados. Ahora el volumen es de25 ml. Para reducir la formación deespuma, una gota de antiespumantedebería ser agregada en estemomento. Impedir que el fluidotoque y manche el papel.

2. Colocar un círculo de papelindicador de H2S dentro del tapónde la botella (el cual tiene un agujeropara que el gas se escape a través delpapel).

3. Añadir una pastilla de Alka-Seltzer ala muestra y enroscarinmediatamente sobre la botella eltapón que contiene el papelindicador. Revolver lentamente paraagitar.

4. Después de 15 min, retirar el papelindicador y comparar con la tabla decolores. El valor de ppm de H2Sobtenido de la tabla debe sermultiplicado por tres para obtener elvalor de ppm de H2S en el lodo.Esta prueba puede detectar una

concentración tan pequeña como 0,3ppm de H2S. La prueba sólo es eficazpara el sulfuro disuelto en el lodo. Paradeterminar la presencia de sulfuro nodisuelto, como el sulfuro de hierro, sedebe poner en una solución con ácido.La adición de cinco gotas de ácidoclorhídrico durante la Etapa 3 permitirádeterminar la presencia de sulfuro dehierro.

OBSERVACIÓN: Si la concentración deH2S en el lodo es mayor que 15 ppm, seránecesario diluir más. Para lasconcentraciones comprendidas entre 15 y125 ppm, utilizar 1 ml de lodo y 24 ml deagua desionizada y multiplicar el valor deppm de H2S obtenido de la tabla por 25.

Para concentraciones comprendidasentre 125 y 1.250 ppm, mezclar 1 mlde lodo con 9 ml de agua desionizadaen un pequeño vaso de precipitado, yluego extraer 1 ml de la mezcla yañadir 24 ml de agua desionizada pararealizar la prueba; multiplicar el valorde ppm de H2S obtenido de la tabla por250. Como la prueba de GGT utiliza elfiltrado, estos resultados no pueden sercomparados.

2) PROCEDIMIENTO II: TREN DE GAS DEGARRETTPropósito

El Tren de Gas de Garrett purga el H2Sdel filtrado antes de capturar el gasdentro de un tubo Dräger.EquipoSección 1. Tren de Gas de Garrett y

accesorios.Sección 2. Tubos Dräger de análisis de

H2S:A) H2S 100/a de baja gama (marcadode 100 a 2.000) Factor = 0,12.B) H2S de 0,2%/A de alta gama(marcado de 0,2 a 7%) Factor =1.500.Sección 3. Cartuchos de CO2 (u otro

gas que sea inerte al H2S y nocontenga aire u oxígeno; el nitrógenoes aceptable).Sección 4. Discos de papel de acetato de

plomo (opcionales).Sección 5. Ácido sulfúrico,

aproximadamente 5 N, de calidadpara reactivos.

Sección 6. Antiespumante de octanol.Sección 7. Jeringas hipodérmicas: una

de 10 ml con aguja de calibre 21 parael ácido, una de 40 ml y una de 5 ml.

Procedimiento1. El tren de gas debe estar limpio,

seco y sobre una superficienivelada, visto que los conductosdeben estar limpios y la humedadpuede causar la flotación irregularde la bola del medidor de caudal.

2. Instalar un nuevo cartucho deCO2.

3. Añadir 20 ml de agua desionizadaa la Cámara 1.

4. Añadir 5 gotas de antiespumante ala Cámara 1.

5. Utilizando la siguiente tabla,seleccionar el volumen de muestray el tubo Dräger correctos para lagama de sulfuro anticipada.Romper la punta de cada extremodel tubo.

6. Instalar el tubo con la flechadirigida hacia abajo en elreceptáculo perforado en laesquina del tren. Además, instalarel tubo medidor de caudal limpioy seco, con la palabra “TOP” haciaarriba, y la bola dentro delreceptáculo perforado en elcostado del tren. Verificar que lasjuntas tóricas proporcionen unsello hermético alrededor deambos tubos una vez que hayansido introducidos.

Pruebas


CAPÍTULO

3

7. Medir la muestra de filtrado dentrode la Cámara 1. Las Cámaras 2 y 3permanecen vacías y sirven detrampas de espuma.

8. Colocar las juntas tóricas en lasranuras de la cámara e instalar laparte superior del tren de gas.Apretar uniformemente a manotodos los tornillos para sellar eltren.

9. Acoplar la tubería flexible al tubode dispersión y al tubo Dräger. Noes necesario que la tubería estésujetada a los tubos conabrazaderas, lo cual permitiráaliviar la presión en caso desobrepresión.

10. Ajustar el tubo de dispersión hastaaproximadamente 0,5 cm encimadel fondo.

11. Hacer circular CO2 lentamentedurante 15 segundos para purgar elaire del sistema e interrumpir lacirculación. Iniciar lentamente lacirculación del gas para evitar quela bola sea expulsada del tubomedidor de caudal. Usted tambiénpuede tapar el tubo suavementecon un dedo para evitar que sepierda la bola.

12. Inyectar lentamente 10 ml deácido sulfúrico dentro de laCámara 1 a través del diafragma decaucho, utilizando la jeringahipodérmica y la aguja.

13. Reiniciar inmediatamente lacirculación de CO2. Ajustar elcaudal de manera que la bola deltubo medidor de caudal esté entrelas líneas rojas (200 a 400

cm3/min). Un cartucho de CO2debería proporcionar unacirculación de 15 a 20 minutoscon este caudal.

14. Seguir circulando por un tiempototal de 15 minutos. Registrar lalongitud oscurecida máxima antesde que el “frente” precedenteempiece a manchar. Usando lostubos de alta gama y los sulfitos enel filtrado, se puede observar uncolor anaranjado. La regiónnaranja debe ser ignorada cuandose registra la longitud oscurecida.

15. El tren de gas DEBE ser limpiadopara evitar daños permanentescausados por el ácido utilizado.Para limpiar, retirar la tuberíaflexible y la parte superior del tren.Retirar el medidor de caudal y eltubo Dräger y obturar los agujeroscon tapones para mantenerlossecos. Lavar las cámaras con undetergente suave y un cepilloblando. Utilizar un producto delimpieza para tubos para limpiarlos conductos entre las cámaras.Enjuagar la unidad con aguadesionizada y dejar que se seque alaire.

CálculosUtilizando el volumen de la muestra,la longitud oscurecida máxima deltubo Dräger y los factores, calcular laconcentración de sulfuro en lamuestra:Sulfuro (mg/l) = longitud oscurecida x factor de tubo

ml de muestra

Volúmenes de Muestra y Factor de Tubo a Utilizar para Distintas Gamas de Sulfuro

Gama de Sulfuro Volumen de la Muestra Identificación del Tubo Dräger (mg/l) (cm3) (ver el cuerpo del tubo) Factor de Tubo

1,2 - 24 10,0 H2S 100/a 0,12*(gama de 100 - 2.000)

2,4 - 48 5,0 H2S 100/a 0,12*(gama de 100 - 2.000)

4,8 - 96 2,5 H2S 100/a 0,12*(gama de 100 - 2.000)

30 - 1.050 10,0 H2S 0,2%/A 1.500**

60 - 2.100 5,0 H2S 0,2%/A 1.500**

120 - 4.200 2,5 H2S 0,2%/A 1.500***El factor de tubo de 0,12 es aplicable para los nuevos tubos, H2S 100/a (Nº Cat. CH-291-01), con una escala de 100 a 2.000. Los antiguos tubos usanun factor de tubo de 12,0 con una escala de 1 ó 2 a 20.**El factor de tubo de 1.500 es aplicable para los nuevos tubos, H2S 0,2%/A (Nº Cat. CH-281-01), con una escala de 0,2 a 7,0%. Los antiguos tubos

con una escala de 1 a 17 cm usan un factor de tubo de 600 veces la relación: factor de bache/0,40.

Tabla 6: Identificación del tubo Dräger y gamas seleccionadas.

PruebasCAPÍTULO

3


D) FOSFATOPropósito

El ingrediente activo en losinhibidores Conqor® 404 y SI-1000™es un fosfato orgánico. Sin embargo,fosfatos inorgánicos también puedenestar presentes en el fluido deperforación; por lo tanto, la pruebadebe distinguir los fosfatos orgánicosde los fosfatos inorgánicos.

Los dos siguientes procedimientosson básicamente idénticos, peroutilizan diferentes equipos HACH.

OBSERVACIÓN: La presencia dealmidón en el fluido puede impedir ladetección de los fosfatos orgánicos oinorgánicos.

1) PROCEDIMIENTO I: UTILIZANDO ELCOLORÍMETRO DE LECTURA DIRECTAHACH

Equipo1. Agua desionizada.2. Indicador de fenolftaleína.3. Píldoras de PhosVer III.4. Píldoras de persulfato de potasio.5. Hidróxido de sodio, NaOH 8 N.6. Ácido sulfúrico, H2SO4 5 N.7. Matraz Erlenmeyer, 50 ml.8. Cilindro graduado, 25 ml.9. Colorímetro de Lectura Directa

HACH.10.Placa calentadora.11.Pipetas: una de 1 ml, una de 5 ml

y una de 10 ml.a) Fosfato inorgánico1. Pipetar 5 a 10 ml de filtrado dentro

del matraz de 50 ml. Añadir aguadesionizada hasta la marca de 20ml.

2. Añadir 1 ml de ácido sulfúrico.3. Hacer hervir durante 15 minutos

manteniendo un volumen deaproximadamente 20 ml.

4. Enfriar.5. Añadir una gota de indicador de

fenolftaleína.6. Añadir hidróxido de sodio gota a

gota hasta que la muestra se vuelvaprácticamente rosa. Si se añadedemasiado hidróxido de sodio y elcolor rosado persiste, añadir ácidosulfúrico gota a gota hasta que elcolor rosado desaparezca.

7. Verter la muestra dentro de uncilindro graduado de 25 ml y añadiragua desionizada hasta la marca de25 ml.

8. Verter dentro de la botella demezcla cuadrada.

9. Añadir el contenido de una píldoraPhosVer III. Revolver y dejar reposarpor 1 a 2 minutos (sin exceder 2minutos).

10. Introducir la escala del medidor defosfato o la escala de transmitanciadentro del colorímetro de LecturaDirecta HACH y usar el filtro decolor 2408.

11. Llenar otra botella cuadrada delcolorímetro con el filtrado notratado para la muestra en blanco.Verificar que tenga la mismaconcentración que la muestra. Si seusa un volumen de 5 ml para lamuestra, usar 5 ml del filtradodiluido hasta 25 ml para la muestraen blanco.

12. Introducir la muestra en blancodentro del colorímetro. Ajustar elcontrol de luz para una indicacióndel medidor de 0 mg/l o 100% detransmitancia, según la escala quese está utilizando.

13. Colocar la muestra preparadadentro del colorímetro y leer mg/lPO4

3– o la transmitancia. Si laindicación de mg/l PO4

3– es mayorde 2,0, o si la indicación detransmitancia es menor de 10%,repetir el procedimiento utilizandomenos filtrado en la Etapa 1.

14. Registrar la indicación de mg/l PO43–

para los cálculos. Si se utiliza laescala de transmitancia, consultar elgráfico de transmitancia vs. mg/lPO4

3–.b) Total de fosfato (inorgánico más

orgánico)1. Pipetar de 5 a 10 ml de filtrado

dentro del matraz de 50 ml. Añadiragua desionizada hasta la marca de20 ml.

2. Añadir 1 ml de ácido sulfúrico.3. Añadir el contenido de una píldora

de persulfato de potasio.4. Hacer hervir durante 30 minutos.5. Reducir por ebullición hasta obtener

un volumen no menor de 10 ml.Añadir agua desionizada, si esnecesario.

6. Proceder de la manera indicada enlas Etapas 4 a 11 anteriormente.

OBSERVACIÓN: Si el color delfiltrado desaparece debido a laoxidación del persulfato de potasio, elfiltrado coloreado no debe ser utilizado

Pruebas


CAPÍTULO

3

para la muestra en blanco de la Etapa11. En este caso, usar aguadesionizada.

7. Introducir la muestra en blancodentro del colorímetro. Ajustar elcontrol de luz para una indicacióndel medidor de 0 mg/l o 100% detransmitancia, según la escala quese está utilizando.

8. Colocar la muestra preparadadentro del colorímetro y leer elvalor de mg/l PO4

3– o el % detransmitancia. Si la indicación demg/l PO4

3– es mayor de 2,0 o si laindicación de transmitancia esmenor de 10%, repetir elprocedimiento usando menosfiltrado en la Etapa 15.

9. Registrar la indicación de mg/l PO43–

para los cálculos. Si se utiliza laescala de transmitancia, consultar elgráfico de transmitancia vs. mg/lPO4

3–.

CálculosFosfato inorgánico (mg/l) =

mg/l de PO43– de la tabla x 25

ml de filtrado

Fosfato total (mg/l) = mg/l de PO4

3– de la tabla x 25ml de filtrado

Fosfato orgánico = fosfato total – fosfato inorgánico

2) PROCEDIMIENTO II: EQUIPO DE FOSFATOHACH (PO-24)

Equipo1. Agua desionizada.2. Indicador de fenolftaleína.3. Píldoras de PhosVer III.4. Píldoras de persulfato de potasio.5. Hidróxido de sodio, 8 N NaOH.6. Ácido sulfúrico, 5 N H2SO4.7. Matraz Erlenmeyer, 50 ml.8. Cilindro graduado, 25 ml.9. Equipo de fosfato HACH PO-24.10. Placa calentadora.11. Pipetas: una de 1 ml, una de 5 ml

y una de 10 ml.a) Fosfato inorgánico 1. Pipetar de 5 a 10 ml de filtrado

dentro del matraz de 50 ml.Añadir agua desionizada hasta lamarca de 20 ml.

2. Añadir 1 ml de ácido sulfúrico.

3. Hacer hervir durante 15 minutosmanteniendo el volumen aaproximadamente 20 ml.

4. Enfriar.5. Añadir una gota de indicador de

fenolftaleína. Añadir hidróxido desodio gota a gota hasta que lamuestra se vuelva casi rosa. Si seañade demasiado hidróxido desodio y el color rosa persiste,añadir ácido sulfúrico gota a gotahasta que el color rosadesaparezca.

6. Verter la muestra dentro de labotella cuadrada de mezcla yañadir agua hasta la marca de 20ml.

7. Añadir una píldora de PhosVer IIIa la muestra. Revolver y dejarreposar por 1 a 2 minutos.

8. Verter la muestra dentro del tubode visualización de colores.

9. Introducir este tubo dentro delcomparador de colores en elorificio más cerca del centro.

10. Colocar una muestra en blancodentro del otro tubo. Verificar quetenga la misma concentración quela muestra. Si se usa 5 ml para lamuestra, usar 5 ml del filtradodiluido hasta 20 ml para lamuestra en blanco.

11. Levantar el comparador hacia unaluz y observar a través de los dosorificios en la parte delantera.Hacer girar el disco de coloreshasta que los colores coincidan. Siel color es demasiado oscuro,repetir el procedimiento usandomenos filtrado en la Etapa 1.

12. Registrar la indicación para loscálculos.

b) Fosfato total (inorgánico másorgánico)

13. Pipetar de 5 a 10 ml de filtradodentro del matraz y añadir aguadesionizada hasta la marca de 20ml.

14. Añadir 1 ml de ácido sulfúrico.15. Añadir el contenido de una

píldora de persulfato de potasio.16. Hacer hervir durante 30 minutos.17. Reducir por ebullición hasta

obtener un volumen no menor de10 ml. Añadir agua desionizada, sies necesario.

18. Proceder de la manera indicada enlas Etapas 4 a 10 que anteceden.

PruebasCAPÍTULO

3


OBSERVACIÓN: Si el color delfiltrado desaparece debido a la oxidacióndel persulfato de potasio, el filtradocoloreado no debe ser utilizado para lamuestra en blanco de la Etapa 10. Eneste caso, usar agua desionizada.19. Levantar el comparador hacia una

luz y observar a través de los dosorificios en la parte delantera.Repetir el procedimiento usandomenos filtrado en la Etapa 13.

20. Registrar la indicación para loscálculos.

CálculosFosfato inorgánico (mg/l) =

indicación de la Etapa 12 x 2ml de filtrado de la Etapa 1

Fosfato total (mg/l) = indicación de la Etapa 20 x 2ml de filtrado de la Etapa 13

Fosfato orgánico = fosfato total – fosfato inorgánico

E) SECUESTRANTE DE OXÍGENO: CONTENIDO DE SO3

=

PropósitoSecuestrantes de oxígeno quecontienen bisulfito amónico o sulfitode sodio son añadidos a ciertosfluidos de perforación para minimizarel oxígeno disuelto. Para garantizar laremoción total del oxígeno disuelto,conviene mantener un excedente deiones sulfito (SO3

=) en el lodo.A continuación se describen dos

procedimientos: el primero es utilizadopara los filtrados normales y el segundopara los filtrados oscuros. Utilizarprimero el Procedimiento I porque esmás preciso. Sin embargo, si no sepuede observar el cambio de color,utilizar el Procedimiento II. No diluir elfiltrado con agua desionizada porqueesto puede aumentar la cantidad deoxígeno disuelto.Procedimiento: filtrados clarosEquipo1. Agua desionizada.2. Ácido clorhídrico, 6 N HCl.3. Solución de “yodo” normal 0,008 N

(KI-KIO3).4. Solución de tiosulfato de sodionormal, 0,008 N.5. Solución indicadora de almidón.6. Tubo de ensayo.7. Matraces, dos de 125 ml.8. Pipetas: una de 1 ml y una de 2 ml.

OBSERVACIÓN: Si la muestra contienesulfuro, éste también será valorado duranteesta prueba. Determinar la concentración desulfuro de hidrógeno usando otro método yrestar mg/l H2S x 2,4 del valor mg/l SO3

=

obtenido. Si parece que el contenido de SO3=

del lodo está aumentando aunque no se estéañadiendo ninguna cantidad de sulfito, esposible que H2S esté presente. (Cuando elsulfuro está presente, la prueba puedeindicar un aumento de los iones Cl– porqueel sulfuro también reacciona con los iones.)

Normalización de la solución detiosulfato de sodio

El tiosulfato de sodio no tiene unalarga vida útil. Cada dos semanas, sedebe cotejar el tiosulfato de sodio conla solución KI-KIO3, de la maneraindicada a continuación. Esto esimportante, porque una solución detiosulfato de sodio más débil produceun menor contenido de sulfito y seránecesario aplicar un factor dedeterioración. 1. Pipetar 2 ml de la solución de

“yodo” dentro de un vaso deprecipitado de 125 ml.

2. Añadir 2 gotas de ácido clorhídrico.3. Diluir con 10 ml de agua

desionizada.4. Valorar con el tiosulfato de sodio

hasta que casi todo el color amarillodesaparezca.

5. Añadir 5 gotas de indicador dealmidón.

6. Seguir valorando hasta que el colorazul desaparezca.

7. Registrar el volumen total (ml) desolución de tiosulfato requerido paracalcular el factor de deterioración.

8. Usar este factor en la ecuación paradeterminar mg/l SO3

= en losfiltrados de color oscuro:

ml de solución KI-KIO3Factor = ml de tiosulfato de sodio

1) PROCEDIMIENTO I: FILTRADOS CLAROS

La muestra de lodo para esta pruebadebería ser obtenida encima de lazaranda. Debido a la inestabilidad delsulfito, conviene obtener el filtrado yrealizar la prueba inmediatamente. 1. Pipetar 5 ml de filtrado dentro del

tubo de ensayo. (Si la cantidad defiltrado está limitada, se puede usaruna muestra de 1ml.)

CUIDADO: La muestra no debe serdiluida para esta prueba.

Pruebas


CAPÍTULO

3

2. Añadir 5 gotas de indicador dealmidón y 2 gotas de ácidoclorhídrico.

3. Valorar con la solución de “yodo”hasta que un color azul permanenteaparezca.

CálculosSO3

= (mg/l) = ml de solución de yodo x 320

ml de filtrado

2) PROCEDIMIENTO II: FILTRADOS OSCUROS

Si es posible, utilizar el procedimientopara los filtrados claros, porque es másfácil de aplicar y produce resultadosmás precisos. Sin embargo, si el cambiode color no puede ser observado, no sedebe diluir la muestra; procederaplicando el procedimiento parafiltrado oscuro. Si el filtrado no esdemasiado oscuro, se puede utilizaruna muestra mayor de 1 ml.

1. Pipetar 2 ml de solución de “yodo”dentro de cada uno de los dosmatraces de 125 ml.

2. Añadir 20 ml de agua desionizada acada matraz.

3. Pipetar 1 ml o más de filtradodentro de ambos matraces. ElMatraz Nº 1 contendrá la muestraen blanco. Utilizar una hoja depapel blanco como fondo paraobservar mejor el cambio de color.

4. Añadir solamente 4 gotas de ácidoclorhídrico y 5 gotas de soluciónindicadora de almidón al Matraz Nº2. La solución pasará a un color azuloscuro-negro.

5. Valorar con tiosulfato de sodio gotaa gota hasta que el color azul-negrodesaparezca y que el color coincidacon la solución en blanco contenidaen el Matraz Nº 1.

Cálculosml de solución de yodo – (factor x ml de tiosulfato de sodio)) x 320,2

SO3= (mg/l) =

ml de filtrado

A veces se requiere conocer laresistividad del lodo, filtrado yrevoque para ayudar a evaluar losregistros eléctricos.Equipo1. Lodo, filtrado y revoque.2. Medidor de resistividad de lectura

directa para fluidos de perforación.3. Celda de resistividad calibrada.4. Termómetro, 32 a 220ºF.Procedimiento1. Llenar la celda de resistividad

limpia y seca con lodo o filtradorecién agitado. Tratar de evitar quese arrastren burbujas de aire. Llenarla celda hasta el volumen correcto,de conformidad con elprocedimiento del fabricante.

2. Conectar la celda al medidor.3. Medir la resistencia en ohmios-

metro si se utiliza el medidor de

lectura directa. El valor debería serajustado a ohmios si se utiliza un“medidor no directo”.

4. Registrar la temperatura demedición.

5. Limpiar la celda, enjuagar con aguadesionizada y secar.

Cálculos1. Ajustar la resistividad del lodo Rm o

la resistividad del filtrado Rmf enohmios-metros a la unidad 0,01más próxima.

2. Registrar la temperatura de lamuestra en ºF.

3. Si la lectura se hace en ohmios,convertir a ohmios-metro mediantela siguiente fórmula:

3. Resistencia (ohmio-metro) = R (ohmios) x K (constante de la celda,m2/m)

Sección 9. Resistividad

PruebasCAPÍTULO

3


A) REFRACTÓMETRO

Equipo1. Refractómetro para determinar el

rango de porcentajes en volumen deglicol utilizado en el sistema de lodo.Se pueden usar varios tipos derefractómetros. Un tipo usadocomúnmente es el Atago N10E. Elinstrumento mide el contenido deglicol dentro del rango de 0 a 10%. Sise desea obtener algún valor fuera deeste rango por cualquier motivo,consultar las especificaciones delfabricante para un rango distinto.

2. Retorta de 10, 20 ó 50 ml, lana deacero sin aceite, completa conaccesorios de vidrio.

ReactivosGlicol usado en el fluido deperforación.Agua destilada o desionizada.Cilindros graduados, botellas dealmacenamiento.

Procedimiento I1. Preparar un glicol en la curva de

calibración de agua. Esta curva seobtiene añadiendo varios porcentajesen volumen de glicol en aguadesionizada (típicamente, se usa de 1a 6% en volumen). Circular cadamezcla a través de la retorta y trazaren un papel cuadriculado lacorrespondiente curva de indicaciónde BRIX vs. porcentaje en volumenoriginal de glicol añadido. BRIX es elnombre de la unidad de medicióndel refractómetro para ladeterminación del glicol.

2. Circular el fluido de perforación através de una retorta.

3. Registrar el porcentaje en volumende líquido.

4. Agitar el líquido captado en elcilindro graduado a partir de laretorta.

5. Colocar 2 a 4 gotas del líquido de laretorta sobre la superficie limpia delprisma del refractómetro. Verificarque toda la superficie del prisma estécubierta con el líquido y cerrar eltapón. Mirar dentro de la ventana

del refractómetro con el prismaorientado hacia una fuente de luzviva (ver la Figura 18).

6. Registrar la indicación de BRIX yutilizando la curva de calibración deglicol, convertir la indicación enporcentaje en volumen de glicol enel lodo.

7. Porcentaje de glicol del lodo entero =porcentaje de glicol de la curva decalibración x fracción líquida dellodo. La fracción líquida del lodo esFw.

B) ANÁLISIS EN RETORTA DE DOSTEMPERATURAS PARA SISTEMAS DEGLICOL

El glicol que constituye el principalinhibidor en el sistema GLYDRIL™ seagotará del sistema a medida que seadsorbe en las lutitas. Por lo tanto esimportante medir y controlar el nivelde glicol en el lodo de perforación. Esteprocedimiento de prueba puede serusado para medir la concentración detodos los tipos de glicol. Ésta no es unaprueba definida por API, pero utiliza elprocedimiento de retorta de API.EquipoEquipo estándar de API para prueba enretorta; se prefiere uno de 50 ml paramayor precisión. Este equipo debe tenerun dispositivo de control de temperaturaque permita calentar a 302ºF (150ºC) y a950ºF (510ºC).Procedimiento II1. Colocar un volumen conocido de

lodo dentro del vaso inferior de lacelda de la retorta. Es importanteque esta muestra contenga la menor

Sección 10. Procedimiento de Prueba de Glicol(Procedimiento de campo para determinar el contenido deglicol de un fluido de perforación)

Figura 18. Refractómetro.

Pruebas


CAPÍTULO

3

cantidad posible de aire arrastrado.Introducir lana de acero fina sinaceite en la parte superior de lacelda, según las necesidades. Ensamblar la celda y sellar las roscascon grasa para altas temperaturas(Never-Seez) o un productoequivalente, para reducir las fugas através de las roscas.

2. Ajustar el regulador de temperaturaa 302ºF (150ºC). Calentar la retortahasta que todo el agua se hayaacumulado (aproximadamente 90minutos). Registrar este volumencomo V1.

3. Reajustar el regulador detemperatura a 950ºF (510ºC) yseguir destilando el resto de la faselíquida. Registrar el volumen finalcomo V2.

% en volumen de glicol =(V2 – V1) x 100

Volumen de muestra de lodo

OBSERVACIÓN: la presencia de otroslíquidos con altos puntos de ebullición,tales como los lubricantes o el aceite,afectará los resultados de esta prueba.

C) DETERMINACIÓN QUÍMICA DELGLICOL USANDO UNA CENTRÍFUGA

Procedimiento1. Captar 8 ml de filtrado y transferir

este volumen a un tubo centrífugograduado.

2. Añadir 3 g de sal NaCl al tubo yagitar enérgicamente hasta que lamayoría de la sal se disuelva.

3. Centrifugar el tubo durante 3minutos.

4. El glicol se separa de la solución deNaCl saturada y forma una capa enla parte superior. El volumen de estacapa puede ser determinado a partirde las graduaciones del tubo.Registrar este volumen (V).

% en volumen de glicol en el filtrado =V x 100

volumen de filtradoPorcentaje en volumen de glicol en ellodo entero = % en volumen de glicolen el filtrado x fracción líquida dellodo (Fw). Donde la fracción líquida(Fw) es igual a %/100 del lodo y seobtiene de la retorta.

DETERMINACIÓN CUANTITATIVA

Se ha desarrollado un procedimientopara determinar la concentraciónaproximada de exceso de KLA-GARD. Elprocedimiento de prueba está basadoen la fuerte reacción del KLA-GARD y lasal de Reinecke con la formación deun precipitado blanco. Losprocedimientos detallados y losmateriales necesarios para realizar laprueba se describen a continuación.Equipo y materiales necesarios1. Sal de Reinecke.2. Contenedores con tapones.3. Muestra de KLA-GARD.4. Jeringa (opcional).5. Microfiltros (opcionales).6. Agua destilada.

ProcedimientoSección 1. Soluciones normales de Kla-

Gard: Preparar soluciones normales deKla-Gard para pruebas decomparación. Para preparar unasolución de KLA-GARD de 1 lb/bbl (3kg/m3), añadir 1 gramo de KLA-GARD a350 ml de agua corriente. Lasconcentraciones conocidas, desde 1lb/bbl (3 kg/m3) hasta el más altonivel utilizado, deberían serpreparadas. Por ejemplo, solucionesnormales de 1, 3, 5, 7 y 9 lb/bbl (3, 9,14, 20 y 26 kg/m3) deberían serpreparadas para la mayoría de lasaplicaciones. Estas solucionesnormales deberían tener etiquetas conla fecha en que fueron preparadas; lassoluciones sólo duraránaproximadamente un mes a menosque se utilice un bactericida.

Sección 11. Concentración de KLA-GARD®

PruebasCAPÍTULO

3


Sección 2. Indicador de sal de Reinecke:Para preparar la solución indicadora,disolver aproximadamente 3% en pesode sal de Reinecke en agua destilada (sino hay agua destilada disponible, sepuede usar agua corriente). Solamentepequeñas cantidades de soluciónindicadora deberían ser preparadasporque la vida útil de esta solución sóloes de 7 a 10 días a temperaturasmenores de 65ºF (18ºC). Atemperaturas más altas, la vida útil dela solución indicadora disminuyerápidamente. Por este motivo,recomendamos que se almacene lasolución indicadora dentro de unrefrigerador y que nuevas solucionessean preparadas con frecuencia. Parapreparar una pequeña cantidad desolución indicadora, disolver 0,75 g desal de Reinecke en 24,25 g de aguadestilada. Dejar disolver durante por lomenos 4 horas antes del uso; luego,agitar enérgicamente la solución antesde usarla. Es normal que algunosmateriales insolubles se depositen en elfondo del recipiente cuando la soluciónhaya reposado. Estos materiales puedenser filtrados de la manera indicada másabajo.

Sección 3. Para realizar la prueba a fin dedeterminar la concentración de KLA-GARD, se requiere tener una muestra defiltrado de fluido de perforación y unamuestra clara de la solución de sal deReinecke.

Sección 4. Preparar una cantidadclarificada de solución de sal deReinecke extrayendo aproximadamente5 ml dentro de una jeringa y luegoforzando la solución a través de unmicrofiltro que esté bien sujeto a lajeringa. Captar el fluido claro dentro deun pequeño frasco. Si el equipo arribamencionado no está disponible, sepuede usar la solución de sal deReinecke sin filtración.

Sección 5. Después de preparar lasolución indicadora, realizar la pruebade KLA-GARD de la siguiente manera:A) En pequeños frascos (uno para cada

una de las soluciones normales deKla-Gard preparadas), colocar 40gotas de agua destilada y 8 gotas desolución indicadora de sal y agitarenérgicamente. Añadir 8 gotas de lassoluciones normales de KLA-GARD(una norma diferente para cadafrasco) en estos frascos y agitardurante 5 segundos. Cerrarherméticamente y etiquetar losfrascos con las concentracionesconocidas de KLA-GARD.

B) En un pequeño frasco, colocar 40gotas de agua destilada y gotas desolución indicadora de sal deReinecke y agitar enérgicamente. Eneste frasco, añadir 8 gotas delfiltrado del sistema de lodo y agitardurante 5 segundos. Cerrarherméticamente y etiquetar elfrasco.

Sección 6. Dejar reposar los precipitadosdurante unos 30 minutos. Comparar laaltura del precipitado para el filtrado(desconocido) con las solucionesnormales. Después de 1 hora, volver averificar los resultados.

Sección 7. Haciendo corresponder laaltura del precipitado en el filtrado delsistema con la altura del precipitado enuna de las soluciones normales, sepuede estimar la concentración de Kla-Gard.

Sección 8. Si la viscosidad u otros factoresdel filtrado perjudican la prueba,utilizar 80 gotas de agua en vez de 40gotas, tanto para el filtrado como paralas soluciones normales, y repetir laprueba.

Pruebas


CAPÍTULO

3

Equipo1. Celda cilíndrica, adaptada para

aceptar un disco poroso de 1/4pulgada de espesor.

2. Envuelta exterior calefactora.3. Anillo distanciador.4. Dos tapas finales (una con malla

para el extremo hidráulico).5. Dos vástagos: uno con conexión

rápida para la manguera hidráulica yel otro con una válvula para la partesuperior de la celda.

6. Bomba hidráulica con manguera deconexión rápida y acoplamiento.

7. Fluido hidráulico.8. Pistón con juntas tóricas para

separar el fluido hidráulico del lodo.9. Llave de barra T para

posicionamiento del pistón.10. Celda colectora de depósito con

válvula de purga.11. Accesorio regulador de

contrapresión.12. Dos termómetros.13. Dos clavijas de cierre de seguridad.Procedimiento1. Precalentar la envuelta exterior

calefactora a la temperatura deseada.Abrir la celda y examinar toda lasjuntas tóricas, reemplazando las queestén dañadas. Aplicar una capadelgada de grasa de silicona sobre lasdos juntas tóricas en el pistónflotante. Enroscar el pistón flotantesobre la llave de barra T e instalar elpistón en el fondo de la celda,desplazándolo hacia arriba y haciaabajo para confirmar el movimientolibre del pistón dentro de la celda.OBSERVACIÓN: el fondo de la celda es elextremo con el receso más corto. Colocarel pistón de manera que esté cerca delborde inferior de la celda y desenroscarlode la llave. Esto constituye el extremo deadmisión y también se puede llamarextremo hidráulico.

2. Antes de desenroscar la llave de barraT, alinear el pistón con el borde delreceso. Colocar una junta tórica en elreceso del extremo de admisión de lacelda. Instalar la tapa del extremo(tapa del extremo inferior) de la celdahidráulica dentro del extremo deadmisión de la celda. Usar una grasa

de silicona para revestir ligeramente lajunta tórica en la tapa del extremo, afin de facilitar la instalación. Instalarlos tornillos de fijación, buscar losindicadores de alineación, alinearcorrectamente y apretar ajustandoperfectamente dentro de los recesosde la tapa del extremo de la celda.Usar los tornillos de fijación de acerotemplado y recubrirlos con Never-Seez para facilitar el apriete ydesapriete. Utilizar la llave en T desdeel otro extremo para empujar el tapónflotante contra la tapa del extremo dela celda a fin de expulsar el aireaprisionado.

3. Instalar y apretar el vástago de laválvula de admisión con el niple de laconexión rápida sobre el vástago. Sepuede llenar el vástago de la válvulaacoplándolo a la bomba hidráulica yoperando lentamente la bomba conla válvula de descarga cerrada.Cuando el vástago está lleno, abrir laválvula de desahogo de la bomba yutilizar la llave en T desde el otroextremo para empujar el tapónflotante contra la tapa del extremo dela celda a fin de expulsar el aireaprisionado.

4. Poner la celda en la posición verticaly llenar la celda con 300 ml de fluidode perforación. Esto constituirá elextremo de descarga. Colocar unajunta tórica dentro del receso en elextremo superior de la celda. Instalarla manguera hidráulica, y utilizandola bomba manual, bombear el lodohasta que llegue justo dentro delborde del receso, colocar un discoencima de la junta tórica ydesconectar la manguera.OBSERVACIÓN: Cuando se efectúa laprueba de lodo base agua, los discosdeben ser remojados durante por lomenos 5 a 10 minutos en agua dulceantes de ser utilizados. Si se efectúa unaprueba de lodo base aceite o basesintético, los discos deben ser remojadosdurante 5 a 10 minutos en el petróleo debase representativo antes de serutilizados. Los discos nunca deben serreutilizados.

5. Instalar la tapa del extremo en elextremo de descarga. Utilizar una

Sección 12. Procedimiento de Prueba de Taponamiento dePermeabilidad

PruebasCAPÍTULO

3


grasa de silicona para recubrirligeramente la junta tórica en la tapadel extremo a fin de facilitar lainstalación. Verificar que los recesospara los tornillos de fijación esténalineados con los tornillos de fijacióny apretar los tornillos, ajustándolosperfectamente contra la tapa delextremo. Luego, instalar el vástago dela válvula de descarga con unaválvula de seguridad dentro delextremo de la tapa del extremo de lacelda, y cerrar la válvula. Luego,sosteniendo el ensamblaje de laválvula, colocar la celda dentro de laenvuelta exterior calefactora hastaque toque el fondo. Girar la celda ensentido horario hasta que la celda sebloquee sobre la clavija de alineaciónubicada en la parte inferior de laenvuelta exterior calefactora.

6. Instalar un termómetro metálico en lacubeta del termómetro ubicada en laparte superior de la celda. Colocar eldepósito de filtrado encima delensamblaje de vástago de la válvula,verificando que la pequeña juntatórica de la válvula esté en buenestado, y bloquear el depósito en susitio instalando la clavija deretención. Luego, instalar el receptorde contrapresión encima del vástagode la válvula y bloquearlo en su sitiocon la clavija de retención. Acoplar laconexión rápida de la bombahidráulica al vástago de la válvula enel extremo de admisión de la celda,antes de aplicar la presión. Aplicaruna presión de 200 psi sobre la celday dejar cerrada la válvula de labomba. A medida que la celda secalienta, la presión aumentará dentrode la celda debido al calentamientodel aceite hidráulico contenido en lacelda. Mantener la presión de 200 psiliberando la presión acumulada,abriendo la válvula en la bombahidráulica.

7. Calentar la celda a la temperaturadeseada. La temperatura de pruebapara esta serie de pruebas será de150ºF. Registrar el tiempo requeridopara calentar hasta la temperaturadeseada. Cerrar la válvula dedesahogo en la bomba y aplicar lapresión deseada a la celda con labomba hidráulica. Aplicar una

presión hidráulica de trabajo de 1.500psi a la celda con la bombahidráulica.

OBSERVACIÓN: Al trabajar con lacelda calentada y presurizada, verificarque todo el personal esté usando anteojosde seguridad. El lodo y/o filtrado seaproximará a la temperatura a la cual seefectúa la prueba, y abriendo lentamentela válvula de purga del depósito se puedeminimizar la salpicadura del fluido y elposible contacto con los ojos, los dedos ylas manos.

8. Una vez que se ha aplicado la presióndeseada, aplicar un poco de presión alreceptor de contrapresión, sin exceder50 psi, y abrir lentamente la válvulade seguridad. Después de 30segundos, abrir lentamente la válvulade purga en el depósito y captar ellodo y/o filtrado que esté saliendodentro de un pequeño vaso deprecipitado de vidrio, y seguircaptando el fluido hasta que eldepósito quede seco. Esto debería serregistrado como pérdida inicialinstantánea.

9. Cerrar la válvula de purga en eldepósito receptor y mantener lapresión deseada sobre la celda con labomba hidráulica. La presióndisminuirá durante la filtración dellodo, lo cual requiere la aplicación depresión adicional sobre la celda paramantener una presión constante.Mantener la presión sobre la celdadurante 30 minutos, purgandoocasionalmente el líquido que seacumula en el depósito. Después de30 minutos, registrar la cantidad totalde líquido recuperado (excluyendo lapérdida inicial instantánea). Cerrar laválvula de purga y abrir la válvula dedesahogo en la bomba. Mientras quese sigue aplicando la contrapresión, laapertura de la válvula de desahogo enla bomba empujará el pistón flotantehacia el fondo de la celda y permitirála recuperación del aceite hidráulicodentro de la bomba. Desconectar laenvuelta exterior calefactora.

10. Después de recuperar el aceite dentrode la bomba, cerrar la válvula deseguridad. Desacoplar la conexiónrápida hidráulica de la celda. Cerrar laválvula de la fuente de contrapresióny purgar la contrapresión del receptor.

Pruebas


CAPÍTULO

3

Después de purgar totalmente lapresión del depósito, retirar la clavijade retención y quitar el dispositivo decontrapresión del depósito.

11. Dejar que la celda se enfríe dentro dela envuelta exterior calefactora oretirar la celda de la envuelta exteriorcalefactora con cuidado, dejando quese enfríe a la temperatura ambiente ocolocándola en el lavabo paraenfriarla con agua. Una vez que lacelda esté totalmente enfriada,sostenerla de manera que el vástagode la válvula de seguridad no estéorientado hacia usted u otraspersonas. Abrir lentamente la válvulade seguridad para eliminar cualquierpresión aprisionada dentro de lacelda. Repetir este proceso varias vecespara garantizar que toda la presión hasido descargada. Retirar la tapa delextremo superior de la celda e invertirla celda encima del lavabo. Retirar latapa del extremo hidráulico (tapa delextremo inferior de la celda) paraexponer el pistón flotante. Enroscar lallave de barra T en el pistón yempujar hacia abajo para expulsar eldisco por el otro extremo de la celda.

OBSERVACIÓN: Esta operación debeser realizada con mucho cuidado porquela aplicación de una presión excesivapuede causar salpicaduras del lodo.Desmontar completamente la celda ylimpiar y secar todo el aparato.

12. Recuperar el disco y el revoque, ylavarlos muy suavemente con aguadulce o aceite base, si se estáprobando un lodo base aceite, ymedir el espesor del revoque en 1/32de pulgada. El filtrado total se calculade la siguiente manera:

Filtrado total (ml) = pérdida inicialinstantánea (ml) + 2 x (recuperación defluido en 30 minutos (ml))

Figura 19: Aparato de taponamiento de permeabilidad.

Los siguientes procedimientosnormalizados son recomendados paramedir la LSRV de un fluido FLO-PRO®.Estos procedimientos están diseñadospara permitir la medición precisa delperfil de viscosidad que esproporcionado exclusivamente por unfluido FLO-PRO®. Se debe hacer todo loposible para aplicar estosprocedimientos a fin de hacercomparaciones válidas entre los pozos.Equipo

La prueba será realizada usando elviscosímetro digital Brookfield LVDV-II+o LVDV-III con cobertor protector yhusillos cilíndricos (nº 1 a 4). El LVDV-II+

es el viscosímetro más usado. El modeloLVDV-III ofrece una más amplia selecciónde velocidades y también tiene unafunción programable, ninguna de lascuales es necesaria para las aplicacionesde FLO-PRO®. Los rangos de viscosidad delos husillos a 0,3 RPM usando el LVDV-II+ o LVDV-III son: nº 1 hasta 20.000 cP,nº 2 hasta 100.000 cP, nº 3 hasta 400.000cP y nº 4 hasta 2.000.000 cP.

Cuando se pide un viscosímetroBrookfield, especificar el LVDV-II+ o elLVDV-III con husillos cilíndricos nº 1 a 4.El prefijo LV indica el torque de resorteapropiado para los rangos de viscosidadexigidos por M-I. Además, el voltaje y la

Sección 13. Viscosímetro BrookfieldUsado para Obtener la Viscosidad a Muy Baja Velocidad deCorte (LSRV)

PruebasCAPÍTULO

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frecuencia de Entrada deberían serindicados al someter el pedido. Lasunidades están disponibles con voltajesde 115, 220 ó 230 voltios CA yfrecuencias de 50 ó 60 ciclos.

Otros equipos requeridos incluyen elgran vaso de calentamiento (3,25pulgadas de diámetro por 4 pulgadas deprofundidad) y un dispositivo mezcladorpara calentar uniformemente la muestrade fluido.UbicaciónUbicar el viscosímetro Brookfield en unlugar que cuente con un suministro deenergía estable. El viscosímetro deberíaestar ubicado en un sitio donde lasvibraciones producidas por el equipo deperforación son mínimas. Lasvibraciones del equipo de perforaciónpueden contribuir a la obtención demedidas de LSRV incorrectamentebajas. El polvo puede dañar loscomponentes electrónicos o loscojinetes; por lo tanto conviene ubicarel equipo en un ambiente sin polvo.DisposiciónSacar el viscosímetro de la caja. Instalar elensamblaje de engranajes sobre el soportecon el bastidor e introducir el montantedel viscosímetro Brookfield en elensamblaje, y apretar el tornillo defijación. Nivelar el viscosímetro girándololigeramente sobre el soporte y/oajustando los pies. Usar el nivel deburbuja de aire en la parte superior comoguía.Enchufar la sonda de temperatura en elreceptáculo ubicado en la parte de atrásdel viscosímetro. Verificar que elconmutador de alimentación en la partetrasera del viscosímetro esté en laposición desconectada (OFF). Enchufar elcable de potencia dentro del receptáculoen la parte trasera del viscosímetro y en eltomacorriente CA apropiado. “El voltaje deentrada y la frecuencia de CA deben estarcomprendidos dentro de los valoresapropiados indicados en la placa deidentificación del Viscosímetro”.OBSERVACIÓN: ¡El LVDV-II+ debe estarconectado a tierra para protegerlo contrafallas de los componentes electrónicos!

Éste es un instrumento electrónicodelicado. Tener cuidado de evitarsobrevoltajes momentáneos y variaciones de

frecuencia. Desconectar el viscosímetrocuando no esté en uso.

Verter el fluido FLO-PRO a probar hasta1/2 pulgada del borde superior del vasode calentamiento y calentar a latemperatura deseada. La muestra defluido debería ser calentada a la mismatemperatura que para las otraspropiedades reológicas. Agitar la muestradurante el calentamiento para igualar latemperatura en toda la muestra. Se puedeutilizar un mezclador de tipo HamiltonBeach con un reóstato. Agitar lentamentepara evitar de someter el fluido a unesfuerzo cortante excesivo, lo cual podríaresultar en la degradación del polímero.Evitar aprisionar el aire durante laagitación. El aire aprisionado produciráindicaciones erróneas.Inicialización del ViscosímetroAl calentar la muestra, quitar la gomaelástica que sostiene el eje delviscosímetro en su lugar. El viscosímetroutiliza un cojinete con gema y unresorte calibrado. Evitar impactar yretorcer el eje. Volver a poner la gomaelástica cuando no se usa elviscosímetro.

Encender el viscosímetro. La pantalladigital desplegará las operaciones amedida que el viscosímetro se poneautomáticamente a cero. Las siguientesdescripciones de pantalla se refieren alviscosímetro LVDV-II+, el modelo másutilizado.

Al encender el viscosímetro, lapantalla despliega “Brookfield DV-II+ LVViscometer” (Viscosímetro BrookfieldDV-II+ LV), seguido por “Version 3.0”(Versión 3.0). Luego, la pantalla cambiaautomáticamente a “Remove spindlePress any key” (Retirar el husillo Pulsarcualquier tecla). Al pulsar cualquiera delas teclas amarillas, la pantalla cambia a“Autozeroing Viscometer” (Puesta aCero Automática del Viscosímetro).Después de la puesta a cero automática,la pantalla despliega “Replace spindlepress any key” (Volver a poner el husillopulsar cualquier tecla). Seleccionar elhusillo cilíndrico apropiado para laviscosidad deseada. La mayoría de lasaplicaciones utilizan el husillo Número2. Nótese que los husillos estánmarcados en el cuello.

Pruebas


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Acoplar el husillo roscándolo sobre eleje. Éstas son roscas izquierdas. Sostenerel eje con una mano para evitar daños alresorte y al cojinete mientras que seaprieta el husillo. Después de apretar elhusillo, pulsar una de las teclas amarillasen el teclado numérico. La informaciónpor defecto aparecerá en la pantalla.Pantalla del viscosímetroLa pantalla desplegará algo parecido aesto:

Los valores pueden variar según lo quese probó por último.

La esquina superior izquierda despliegalas indicaciones del viscosímetro. Estasindicaciones pueden estar expresadas enlas siguientes unidades:

% torque del viscosímetro (%)cP viscosidad (cP o mPa)SR — Velocidad de Corte (siempre 0

debido a la configuración delhusillo)

SS — Esfuerzo de Corte (siempre 0 debido a la configuración del husillo)

La unidad por defecto para el LVDV-II+es %. El valor indicado en la esquinasuperior izquierda debería ser ~+1,0%cuando no se utiliza el viscosímetro. Unvalor más grande puede indicar que elcojinete o el resorte está dañado.

M-I usa la viscosidad en cP(centipoise) como indicación estándar.Para seleccionar las unidades apropiadas,pulsar la tecla “Select Display”(Seleccionar el Despliegue) hasta que elvalor cP aparezca en la pantalla. Launidad mPa del sistema internacional deunidades (SI) es equivalente a cP (40.000cP = 40.000 mPa).

El valor indicado en la esquina superiorderecha es el código del husillo. El códigole permite al viscosímetro calcularcorrectamente la viscosidad para unageometría determinada del husillo. Elcódigo es S62 para el husillo nº 2 y S63para el husillo nº 3. Si el código correctono aparece en la pantalla, pulsar la tecla“Select Spindle” (Seleccionar el Husillo).El S parpadeará. Usar las teclas naranjasde flecha arriba y flecha abajo para buscarel código de husillo correcto. Al encontrar

el código correcto, pulsar la tecla SelectSpindle y este código se convertirá en elcódigo por defecto.

Este viscosímetro puede probar laviscosidad a 0,3, 0,5, 0,6, 1,0, 1,5, 2,0, 2,5,3,0, 6,0, 10,0, 12,0, 20,0, 30,0, 50,0, 60,0y 100,0 RPM. Para ajustar la velocidad,pulsar las teclas naranjas de las flechashasta que la velocidad deseada aparezca ala derecha de RPM. M-I realiza todas laspruebas a 0,3 RPM. Cuando aparezca elvalor apropiado, pulsar la tecla “setspeed” (ajustar la velocidad).OBSERVACIÓN: Ahora el viscosímetroestá funcionando, pulsar la tecla“MOTOR ON/OFF”(ENCENDER/APAGAR EL MOTOR) paraparar el viscosímetro, pero guardar lavelocidad deseada en la memoria. Elvalor indicado en la esquina inferiorderecha es la temperatura detectada por lasonda de temperatura.

Ahora el viscosímetro está listo pararealizar una prueba.

OBSERVACIÓN: Para que la pantalladespliegue las unidades del sistemainternacional, pulsar continuamente la teclaAUTO RANGE (RANGO AUTOMÁTICO) alencender el viscosímetro. Para obtener latemperatura en ºC, pulsar continuamente latecla Select Display (Seleccionar la Pantalla)al encender la unidad.Prueba

Después de configurar el viscosímetro ycalentar la muestra a la temperatura deprueba, se puede realizar una prueba.Centrar el vaso de calentamiento debajodel viscosímetro. Los efectos límitescausados por la colocación excéntricapueden alterar las indicaciones de LSRV.Asegurarse que el cobertor protectoresté en su sitio para evitar daños alhusillo, cojinete y resorte. Bajar elviscosímetro hasta que el receso en el ejedel cilindro llegue a la superficie delfluido. Sostener el viscosímetro pordebajo de la parte delantera al bajarlo,para evitar vibraciones excesivas.

Ajustar un temporizador para 3minutos y encender el motor delviscosímetro con el botón MOTORON/OFF. Leer la viscosidad a 1, 2 y 3minutos mientras que el viscosímetro estáfuncionando. Etiquetar estos valoresLSRV1, LSRV2 y LSRV3, respectivamente.Se dedicará parte del primer minuto a laaplicación de torque sobre el resorte. En

% 0,0 S 62

0,0 RPM 70,5°F

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general, el fluido alcanzará su viscosidadmáxima dentro del periodo de 3 minutos.Es posible que la indicación de 3 minutossea inferior a la indicación de 2 minutos.Si la indicación de 3 minutos es inferior ala indicación de 2 minutos, es probableque el husillo esté resbalando al “perforaragujeros en el fluido”.

Después de la prueba, apagar elviscosímetro y levantar el husillo encimadel fluido.LimpiezaApagar el viscosímetro. Retirar el husillo yluego el cobertor protector. Lavarlosminuciosamente. Volver a colocar elcobertor protector e instalar de nuevo lagoma elástica sobre el eje. Mantener elviscosímetro lejos del agua y del polvo, ydesenchufarlo cuando no esté en uso paraevitar los sobrevoltajes momentáneos.CalibraciónLos fluidos de calibración pueden serobtenidos de Brookfield y sus agentes. Elviscosímetro debería ser calibrado conregularidad. Estos procedimientos estándescritos en el Manual de Instruccionesde Manejo del Viscosímetro DigitalBrookfield que acompaña al viscosímetro.Este manual también contieneinformación más detallada que no sepresenta en este documento.

Dirección:Brookfield Engineering

Laboratories, Inc.240 Cushing StreetStoughton, MA 02072, USATel: 617-344-4310Fax: 617-344-7141

Figura 20: Viscosímetro Brookfield y vaso térmico.

La instalación de Cupones deCorrosión de la Tubería de Perforacióndentro de la columna de perforaciónconstituye una técnica paramonitorear la velocidad de corrosióndel fluido de perforación. La remocióny el análisis de los cupones después deun periodo de exposición en el pozode aproximadamente 100 horaspueden proporcionar muchainformación. Mediante esta técnica, esposible que se pueda determinar lacausa y el tipo de corrosión.

El análisis de las incrustaciones, silas hay, identificará el gas disuelto queestá causando los daños. Si se conocela fuente, se puede seleccionar un tipode tratamiento químico más eficazpara mejorar el control.

El cupón de corrosión de tipo deanillo circular, también llamado“anillo de corrosión”, debería encajarcorrectamente dentro de la conexiónhembra de la junta de tubería deperforación. Lo ideal sería que elcupón esté fabricado con aceroidéntico al acero de la junta de tuberíade perforación, para evitar la corrosióngalvánica. Esto suele ser poco práctico,por lo tanto se usa un acero similar ala tubería de perforación. En generalse usa el acero AISI 4130 sin que seobserve ningún problema. Si se usacualquier acero distinto del 4130, éstedebería estar indicado en el formulariodel paquete/informe del anillo. Loscupones son torneados a partir detubos sin costura estirados en frío, yen general no son templados yrevenidos.

Sección 14. Cupones de Corrosión de la Tubería dePerforación

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Cupones encapsulados en plásticoestán disponibles en áreas limitadaspara ser usados en la columna deperforación. Cada operación deberíacomparar los resultados y determinarexperimentalmente la correlaciónapropiada que sería deseada. No sedebe suponer que son intercambiablesen lo que se refiere a los resultadosproducidos.

Los cupones encapsulados enplástico tienen un anillo metálicopretarado y sellado por calor demanera similar a una muestra enmetalografía. Las dimensiones globalesdel cupón son similares al cupón deacero para asegurar un encajeapropiado. La colocación del cupóndebe ser realizada con mucho cuidado.El revestimiento puede fracturarse ylos fragmentos podrían obturar lastoberas de la barrena.

Para procesar el cupón encapsuladoen plástico, el plástico es separadousando un tornillo de banco u otratécnica que permita evitar daños alanillo metálico. Las incrustaciones, silas hay, son observadas y probadas.Luego se limpia el cupón de la mismamanera que un cupón de acero. Loscálculos del factor “K” son diferentespara cada uno de los cuponesencapsulados en plástico. El cálculo dela velocidad de corrosión se efectúa dela misma manera que con los cuponesde acero.

A) PROCEDIMIENTO DE MONITOREODEL CUPÓN

1. Los cupones de corrosión de latubería de perforación deberíanpermanecer dentro de la columnade perforación durante por lomenos 40 horas. Los cuponesexpuestos por menos de 40 horasno deberían ser usados porque lasvelocidades iniciales de corrosiónson excepcionalmente altas ypuede proporcionar datosengañosos. Normalmente, loscupones son introducidos duranteun periodo de aproximadamente10 horas. Los cupones seintroducen en pares. El primero enel Substituto de Junta Kelly y elotro en el fondo del pozo, en la

última junta de tubería deperforación encima de losportamechas. Si es necesario, loscupones permanecen dentro de lacolumna durante más de unacorrida de la barrena. Se registra eltiempo total dentro de la columna,no solamente las horas de rotación.

Procurar que el receso en la juntade conexión hembra esté limpiopara evitar interferencias alenroscar la junta de tubería deperforación y daños mecánicos alcupón. Durante la instalación, sesugiere usar un guante limpio yseco para colocar el cupón dentrode la junta de tubería deperforación.

2. El formulario o sobre del cupón decorrosión de la tubería deperforación debe ser llenadocompletamente. La informacióndebería incluir el operador, elnombre del pozo, la ubicación y ladirección/número de fax/teléfonode la persona a contactar con losresultados. También se debe indicarel tipo de fluido de perforación, laubicación de los cupones en lacolumna, el tipo de metalurgia sino se trata de AISI 4130, así comolas fechas en que los cuponesfueron introducidos y extraídos dela columna de perforación. Sepuede registrar el total de horas dela prueba y las profundidades deintroducción y extracción de loscupones. También se puede indicarlos tratamientos químicos usados yadjuntar copias del control diariodel lodo.

3. Después del periodo de prueba,retirar el cupón y limpiar todos losresiduos de fluido de perforacióncon un trapo. El cupón debe serexaminado visualmente paradeterminar la gravedad de lacorrosión y detectar cualquier dañomecánico. Si el cupón tiene unaspecto “casi nuevo”, la velocidadde corrosión es probablementebaja. Si se observa una corrosióngrave, la causa de la corrosióndebería ser determinada conprontitud para permitir laaplicación rápida de las medidas

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remediadoras. Una vez que elcupón está seco, se sugierecolocarlo en el papel inhibidor decorrosión, y luego en el sobre deenvío. El suplemento de la normaAPI RP 13B-1 ahora indica que NOse debe añadir aceite o grasa alcupón antes de enviarlo allaboratorio. Durante muchos años,la norma estipulaba que se debíaponer aceite sobre los cupones. Elaceite o la grasa puede afectar laidentificación de las incrustacionesen el laboratorio y causa molestiasal laboratorio cuando tratan delimpiar los cupones.

B) ANÁLISIS DE LOS CUPONES ENLABORATORIO1. Antes de realizar la evaluación

cuantitativa de la velocidad decorrosión del cupón, éste debería serenjuagado con un solventeadecuado. Esto eliminará cualquierresiduo aceitoso que pueda habersido agregado. Verificar que elnúmero del cupón coincida con elnúmero indicado en el paquete deenvío. Si los números no coinciden,establecer las comunicacionesapropiadas para resolver ladiscrepancia. Si algún número nopuede ser observado con claridad omediante el uso de un microscopio,anotarlo. El informe no debecontener ningún número de cupónque no pueda ser confirmado. Antesde limpiar y tarar, determinar lanaturaleza de la incrustación, si lahay. Un imán indicará la presenciade un óxido, y posiblemente lacorrosión por oxígeno. Cuando seañade gota a gota la Solución dePrueba de Sulfuro de Hierro, laefervescencia podría indicar lapresencia de carbonatos del gas ácidodisuelto, es decir el dióxido decarbono.

Durante esta misma prueba,también se toma nota de la presenciade sulfuro de hierro. Un precipitadoamarillo de sulfuro de arsénicotendría el aspecto de “huevosrevueltos” en miniatura. La solapresencia de un color amarillo puedeindicar simplemente que parte del

acero se está disolviendo del cupón,y si no aparece ningún precipitadoamarillo/verde, el informe no deberíaindicar la presencia de sulfuro.

2. El cupón debería ser limpiado conuna solución detergente y un cepillorígido u otro instrumentoequivalente. Puede que sea necesariosumergir el cupón una o varias vecesen ácido clorhídrico de 15% inhibidopara facilitar la remoción de losproductos de la corrosión. El cupóndebería ser restregado con detergentedespués de cada inmersión en ácido.Cuando el cupón está limpio,enjuagarlo con agua limpia y luegocon acetona anhidra o alcoholmetílico para permitir que el cupónse seque. (Mantener siempre medidasde seguridad apropiadas al manejarproductos químicos.)

3. Después de que el cupón seaprocesado correctamente, éstedebería ser tarado de nuevo, por lomenos hasta el miligramo máspróximo. La pérdida de peso puedeser calculada. Si hay una considerablepérdida de metal debido a dañosmecánicos, se recomienda anotar losDaños Mecánicos (MD) e indicar loscálculos al pie del informe del cupón.Multiplicando la pérdida de peso eng por el factor “K”, y dividiendo porel total de horas dentro de lacolumna, se obtiene la velocidad decorrosión.

Inspección visualLa corrosión observada al retirar elcupón de la columna de perforaciónpuede ser causada por picaduras o unataque generalizado. En el caso de lasvelocidades de corrosión determinadaspor el método de pérdida de peso, sesupone que ocurrió un ataquegeneralizado. Las velocidades decorrosión por picaduras del cupón decorrosión no pueden ser determinadas.Los daños mecánicos al cupón puedenser observados si el metal tiene cortes,abolladuras o si el metal ha sidodesplazado de la superficie. En algunoscasos, el cupón mostrará una serie depuntos desgastados, indicando unmovimiento importante del cupóndentro del área de receso de la conexión

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hembra. El simple hecho que el cupónesté torcido no significa que lasvelocidades de corrosión son altas.

Como el cupón de corrosión estáexpuesto al lodo bombeado dentro dela tubería de perforación, la pérdida depeso del metal incluirá tanto el metaleliminado por la corrosión como elmetal eliminado por la erosión.

La inspección del cupón puede ponerde manifiesto picaduras profundas quecausan una pérdida de pesorelativamente baja. Esta condiciónindicaría un problema de corrosión másgrave que una corrosión generalizada.

Los niveles de pH y pF deberían seróptimos para cada sistema base agua. Sila velocidad de corrosión es mayor de ladeseada, habría que considerar el uso deConqor 404. Cualquier problemarelacionado con bacterias debería seranalizado y tratado, porque estotambién puede causar graves problemasen el sistema.

El valor que se acepta normalmentepara velocidades de corrosión en lodosa base de agua fresca es de 2 lb/pie2-a(libras/pie cuadrado-año) o menos, sinque se observe ninguna picadura. Losvalores que caen cerca del límitesuperior de este rango deberían serevaluados para determinar lostratamientos químicos apropiados aagregar y las posibles modificaciones delequipo de perforación a realizar.

C) CÁLCULO DE LAS VELOCIDADES DECORROSIÓNLos cupones de corrosión pueden serobtenidos de las compañíasproveedoras de servicios y productosde fluidos de perforación. En generallos cupones vienen numerados,pretarados y envueltos en un papelinhibidor de corrosión con un sobrede envío. El número del cupóntambién está indicado en el paquete,junto con un factor de cálculollamado factor “K”. En los EstadosUnidos, la mayoría de los factores sonofrecidos para obtener la velocidad decorrosión en lb/pie2-a. Si se desea, estevalor puede ser convertido en otras

unidades mediante tablas deconversión u otras ecuaciones. Ladiferencia de peso del cupón limpiadoantes y después del periodo de pruebaes determinada por pesaje.Multiplicando esta pérdida de pesopor el factor “K” y dividiendo por eltotal de horas, se obtiene la velocidadde corrosión.

Se puede solicitar que otroslaboratorios calculen de nuevo lasvelocidades de corrosión repitiendo elpesaje del cupón en otra instalación.Procurar siempre pesar y registrar losdatos apropiados con mucho cuidado,para asegurar una excelente integridadde la prueba.1. Cuando no se proporciona ningún

factor “K”, la velocidad de corrosiónen libras por pie cuadrado por año(lb/pie2-a) podría ser calculada conla siguiente fórmula:

lb/pie2-a =pérdida de peso (mg) x 144 x 365

453,600 x *superf. (pulg.2) x días de exposición**

pérdida de peso (mg) x 2.781o = *superf. (pulg.2) x horas de exposición**

kg/m2-a =pérdida de peso (mg) x 10.000 x 365

1.000.000 x superf. (cm2) x días de exposición**

pérdida de peso (mg) x 87,60o = *superf. (cm2) x horas de exposición**** En estos cálculos se usa la superficie

total del anillo.** Tiempo usado, basado en el tiempo

total dentro de la columna deperforación.

2. A continuación se proporcionanrelaciones de conversión entre lasdiferentes unidades para loscupones de acero:

mpy = 24,62 x lb/pie2-ampy = 5,03 x kg/m2-alb/pie2-a = 0,04 x mpalb/pie2-a = 0,20 x kg/m2-akg/m2-a = 0,20 x mpakg/m2-a = 4,90 x lb/pie2-a

PruebasCAPÍTULO

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Equipo1. La densidad puede estar expresada

en libras por galón (lb/gal), libraspor pie cúbico (lb/pie3), g porcentímetro cúbico (g/cm3),GravedadEspecífica (SG) o gradiente depresión. Se puede usar cualquierinstrumento que tenga unaprecisión suficiente para permitirmediciones con un margen de errorde ±0,1 lb/gal o ±0,5 lb/pie3 (±0,01g/cm3). La balanza de lodo es elinstrumento que se suele usar. Elpeso de un vaso de lodo colocadoen un extremo del brazo escompensado en el otro extremo porun contrapeso fijo y un caballeroque se desplaza libremente a lolargo de una escala graduada. Un

nivel de burbuja está montadosobre el brazo. Accesorios puedenser usados para extender lacapacidad de pesada de la balanza.

2. Termómetro.Procedimiento1. Disponer la base del instrumento de

manera que esté prácticamentenivelada.

2. Medir y registrar la temperatura dellodo. Llenar el vaso limpio y secocon el lodo a probar; colocar y girarla tapa hasta que esté firmementeasentada. Verificar que parte dellodo sea expulsado a través delagujero de la tapa para liberar el aireo gas aprisionado.

Sección 2. Densidad (Peso del Lodo)

Esta prueba determina el punto deanilina de un aceite. Cuando el aceiteDiesel era muy usado como aditivo enlos lodos, se prefería un númeropróximo a 150ºF. Un número másbajo podía indicar un riesgo de ataquede los compuestos decaucho/elastómero en contacto con elfluido de perforación. La anilina es unproducto químico orgánico aromático,y los aceites de naturaleza similartendrían un punto de anilina bajo(indeseable).

El aceite y la anilina fresca (pura)son mezclados en cantidades iguales, yse aumenta la temperatura hasta queambos sean miscibles y tengan unaspecto claro dentro de un tubo. Latemperatura (ºF) a la cual esto ocurrese llama el punto de anilina.Equipo1. Reactivo de anilina, pura.2. Tubo de ensayo de vidrio Pyrex.3. Alambre en espiral a través del

tapón para agitar.4. Termómetro, 0 a 220ºF.

5. Fuente de calor.Procedimiento1. Dentro del tubo de ensayo limpio y

seco, añadir volúmenes iguales deaceite y anilina.

2. Colocar el tapón con el agitador y eltermómetro dentro del cuello deltubo.

3. Agitando, calentar la mezcla hastaque pase de una fase turbia a unafase miscible/clara.

4. Retirar la fuente de calor y continuarhasta que la mezcla se vuelvaligeramente turbia. Leer latemperatura en ese momento yregistrarla como punto de anilina.

CUIDADO: La anilina es unproducto químico venenoso y se sugieretomar precauciones extremas almanejarlo. Evitar el contacto entre elproducto químico y el cuerpo, las manos,etc., y la ropa. En caso de contacto grave,enjuagar con agua duranteaproximadamente 15 minutos, mientrasse llama a un médico para obtenerinstrucciones.

Sección 1. Determinación del Punto de Anilina

Prueba del Lodo Base Aceite (Incluyendo losFluidos Base Aceite Diesel, Base AceiteMineral y Base Sintético)

Pruebas


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EquipoLos siguientes instrumentos sonutilizados para medir la viscosidad y/oel esfuerzo de gel de los fluidos deperforación:1. Viscosímetro de Marsh – un

dispositivo simple para la mediciónrutinaria de la viscosidad.

2. Viscosímetro de indicación directa –utilizado para medir la viscosidadplástica, el punto cedente y elesfuerzo de gel.

3. Termómetro.

A) VISCOSÍMETRO DE MARSHDescripciónEl viscosímetro de Marsh tienedimensiones seleccionadas de talmanera que cuando se siguen losprocedimientos estándar, el tiempo dedescarga de 1 qt (946 cm3) de aguadulce a la temperatura de 70±5ºF(21±3ºC) es 26±0,5 segundos. Se usaun vaso graduado o un recipiente de1 cuarto de galón (qt) como receptor.Procedimiento1. Tapar el orificio con un dedo y

verter la muestra de lodo reciénobtenida a través de la malla dentrodel embudo limpio, seco y verticalhasta que el nivel del líquido lleguea la parte inferior de la malla (1.500ml).

2. Retirar inmediatamente el dedo delorificio y medir el tiempo requeridopara que el lodo llene el vasoreceptor hasta la marca de 1 qt (946ml).

3. Ajustar el resultado al segundoentero más próximo comoindicación de viscosidad Marsh.Registrar la temperatura de lamuestra en ºF o ºC.

B) VISCOSÍMETRO ROTATIVODescripciónLos viscosímetros de indicación directason tipos rotativos de instrumentosaccionados por un motor eléctrico ouna manivela. El lodo está contenidodentro del espacio anular entre doscilindros. El cilindro exterior omanguito de rotor es accionado a unavelocidad rotacional constante. Larotación del manguito de rotor en ellodo impone un torque sobre elcilindro interior o balancín. Un resortede torsión limita el movimiento. Uncuadrante acoplado al balancín indicael desplazamiento del balancín. Lasconstantes del instrumento han sidoajustadas de manera que se puedaobtener la viscosidad plástica y elpunto cedente usando las indicacionesderivadas de las velocidades delmanguito de rotor de 600 y 300 RPM.La viscosidad aparente en centipoise es

Sección 3. Viscosidad y Esfuerzo de Gel

3. Lavar con aceite base o limpiar ellodo que está fuera del vaso.

4. Colocar el brazo sobre el soporte yequilibrarlo desplazando elcaballero a lo largo de la escalagraduada. El brazo está equilibradocuando la burbuja se encuentra enla línea central.

5. Leer la densidad en el lado delcaballero cerca del borde delcuchillo. Realizar las correccionesapropiadas cuando se usa unaccesorio para extender la capacidadde pesada.

6. Ajustar la densidad a la unidad máspróxima en 0,1 lb/gal o 0,5 lb/pie3

(0,01 g/cm3).7. Para convertir a otras unidades, usar

las siguientes relaciones:

Gravedad específica o g/cm3 =lb/pie3 lb/pie62,3 o 8,345

Gradiente de lodo en psi/pie = lb/pie3 lb/gal g/cm3

144 o 19,25 o 2,31

CalibraciónEl instrumento debería ser calibradofrecuentemente con agua dulce. Elagua dulce debería producir unaindicación de 8,33 lb/gal o 62,3 lb/pie3

(1,0 g/cm3) a 70ºF (21ºC). De locontrario, ajustar el tornillo decompensación o la cantidad degranalla de plomo en el recipiente enel extremo del brazo graduado, segúnlas necesidades.

PruebasCAPÍTULO

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igual a la indicación a 600 RPMdividida por 2.

CUIDADO: Estos Viscosímetros deIndicación Directa están diseñados parauna temperatura máxima de 200ºF (93ºC)en fluidos no presurizados. Cuando seanecesario probar fluidos con temperaturasmayores de 200ºF (93ºC), el operadordebería usar un balancín de metal sólido.El líquido aprisionado dentro de unbalancín hueco puede vaporizarse y causarla explosión del balancín al ser sumergidoen el fluido de alta temperatura.

1) PROCEDIMIENTO: VISCOSIDAD PLÁSTICA,PUNTO CEDENTE Y VISCOSIDAD APARENTE

1. Colocar una muestra de lododentro de un vaso térmico ysumergir el manguito de rotorexactamente hasta el nivel de lalínea trazada. Las medidas debenser tomadas lo antes posibledespués de tomar la muestra. Laspruebas deben ser realizadas a unatemperatura de 120±2ºF (50±1ºC) o150±2ºF (65±1ºC). (Los operadorespuede exigir pruebas atemperaturas más altas.)

2. Calentar o enfriar la muestra delodo hasta la temperaturaseleccionada. La muestra deberíaser sometida a un esfuerzo cortantea 300 RPM, durante elcalentamiento o enfriamiento, paraobtener una temperatura uniformede la muestra. Registrar latemperatura de la muestra.

3. Con el manguito girando a 600RPM, esperar que la indicación delcuadrante llegue a un valorconstante (el tiempo requeridodepende de las características dellodo). Registrar la indicación delcuadrante para 600 RPM.

4. Cambiar la velocidad a 300 RPM yesperar que la indicación delcuadrante se estabilice en un valorconstante. Registrar la indicacióndel cuadrante para 300 RPM.

5. La Viscosidad Plástica (VP) encentipoise es igual a la indicación a600 RPM menos la indicación a300 RPM. El Punto Cedente (PC)en lb/100 pies2 es igual a laindicación a 300 RPM menos laviscosidad plástica. Registrar latemperatura de la muestra en ºF o

ºC. La Viscosidad Aparente (VA) encentipoise es igual a la indicación a600 RPM dividida por 2.

2) PROCEDIMIENTO: ESFUERZO DE GEL1. Colocar la muestra de lodo de la

manera indicada anteriormente.Agitar a gran velocidad durante 10segundos.

2. Dejar reposar el lodo durante 10segundos con el motor apagado.Con el embrague en neutro, girarlenta y paulatinamente el volanteen sentido antihorario paraproducir una indicación positiva delcuadrante. La indicación máxima esel esfuerzo de gel inicial en lb/100pies2. Para instrumentos con unavelocidad de 3 RPM, la indicaciónmáxima lograda después de iniciarla rotación a 3 RPM es el esfuerzo degel inicial. Registrar la temperaturade la muestra en ºF o ºC.

3. Agitar de nuevo el lodo a granvelocidad durante 10 segundos yluego esperar 10 minutos. Repetir lamedición de la manera indicadaanteriormente y registrar laindicación máxima como esfuerzode gel a 10 minutos en lb/100 pies2.Registrar la temperatura de lamuestra en ºF o ºC.

4. En algunos casos, también se puederequerir una medición del esfuerzode gel a 30 minutos. Para obtener elesfuerzo de gel a 30 minutos, repetirel procedimiento para el esfuerzo degel a 10 minutos pero dejar reposarel fluido durante 30 minutos.

CalibraciónLa operación del instrumento comoviscosímetro de indicación directadepende del mantenimiento de latensión correcta sobre el resorte y dela velocidad correcta de rotación delmanguito. Procedimientos pueden serobtenidos del fabricante para probarla tensión del resorte y la velocidad.Sin embargo, la fiabilidad delinstrumento puede generalmente serprobada de manera más sencillamidiendo un líquido newtoniano deviscosidad conocida (por ej.: líquidossilicónicos, soluciones de azúcar oaceites de petróleo de viscosidadesconocidas a las temperaturasespecificadas).

Pruebas


CAPÍTULO

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PRUEBA DE ALTA TEMPERATURA, ALTA PRESIÓN

EquipoCUIDADO: Cumplir estrictamente con lasrecomendaciones del fabricante en lo que serefiere a las limitaciones impuestas sobre elvolumen y la presión de la muestra para latemperatura que será utilizada.

Los instrumentos se componenesencialmente de una fuente de presióncontrolada, una celda diseñada parasoportar una presión de trabajo de porlo menos 1.000 psi (70,3 kg/cm2), unsistema para calentar la celda, y unbastidor adecuado para contener lacelda y el sistema de calentamiento.Para las pruebas de filtración atemperaturas mayores de 200ºF(93,4ºC), la celda colectora presurizadadebería estar diseñada para soportaruna contrapresión de trabajo de por lomenos 500 psi (35,3 kg/cm2), paraevitar la vaporización instantánea o laevaporación del filtrado a altastemperaturas.

La celda del filtro está equipada conuna termocupla o un termómetro, unacubeta del termómetro, empacadurasresistentes al aceite y un soporte para elmedio de filtración. Para temperaturashasta 350ºF (177ºC), usar papel filtro(Whatman Nº 50 o equivalente). Paratemperaturas mayores de 350ºF (177ºC),usar un disco de Dynalloy para cadaprueba. Actualmente API no tieneningún procedimiento recomendadopara temperaturas mayores de 400ºF(204ºC). Un gas no peligroso como elnitrógeno (preferido) o el dióxido decarbono debería ser usado para lafuente de presión. A temperaturasmayores de 300ºF (149ºC), sólo se debeusar el nitrógeno. ADVERTENCIA: No se debe usar N2Opara esta prueba, porque los cartuchospueden causar la explosión de la celda.API ha emitido advertencias contra esteuso.

Si es posible, para agitar la muestra,usar un mezclador de alta velocidadcomprendida entre 11.000 y 17.000RPM bajo carga, con una sola ruedamóvil de superficie ondulada deaproximadamente 1 pulgada (25 mm)de diámetro (por ej.: Multimixer o

Hamilton Beach) y un contenedor talcomo el vaso mezclador HamiltonBeach Nº M 110-D.

OBSERVACIÓN: ¡Cada filtro o filtroreforzado con fibra de vidrio sólo se puedeusar UNA VEZ!

Debido a la expansión del fluidodurante el calentamiento, será necesariodejar suficiente espacio dentro de lacelda de calentamiento para evitar lasobrepresurización.

Alturas libres recomendadas.

También es necesario aplicar unapresión sobre el receptor de filtrado paraevitar la ebullición del filtrado. Lascontrapresiones recomendadas paradistintas temperaturas son las siguientes(la presión máxima debe ser ajustadapara mantener el diferencial apropiado):

Procedimiento para temperaturas nomayores de 300ºF (149ºC)1. Conectar la envuelta exterior

calefactora al voltaje correcto para launidad antes de realizar la prueba.Colocar el termómetro en la cubetadel termómetro. Precalentar laenvuelta a 10ºF encima de latemperatura de prueba seleccionada.Ajustar el termostato para mantenerla temperatura deseada.

2. Agitar la muestra de lodo durante 5minutos. Preparar la celda con lamuestra de lodo, y luego el papelfiltro, evitando llenar la celda a másde 1 pulgada (2,5 cm) de la partesuperior del borde a fin de dejar unespacio para la expansión.

3. Colocar la celda dentro de la envueltaexterior calefactora con las válvulassuperior e inferior cerradas. Transferirel termómetro a la cubeta deltermómetro de la celda.

Sección 4. Filtración

Temperatura Espacio Vacío (°F) (pulg.)

Hasta 300 1

300 - 400 1,5 - 2

400 - 500 2,5 - 3

Temperatura Presión de Fondo (°F) (psi)

Hasta 300 100

300 - 400 200

400 - 500 300

PruebasCAPÍTULO

3


4. Colocar la unidad de presión en laválvula superior y bloquearla.Bloquear el receptor de presióninferior sobre la válvula inferior.Aplicar una presión de 200 psi (14,06kg/cm2) a la unidad de presiónsuperior y una presión de 100 psi(7,03 kg/cm2) a la unidad de presióninferior, manteniendo las válvulascerradas. Abrir la válvula superior yaplicar una presión de 200 psi (14,06kg/cm2) al lodo mientras se calienta ala temperatura seleccionada.

5. Cuando la muestra alcanza latemperatura seleccionada, aumentarla presión de la unidad de presiónsuperior hasta 600 psi (42,18 kg/cm2)y abrir la válvula inferior para iniciarla filtración. Recoger el filtradodurante 30 minutos, manteniendo latemperatura seleccionada dentro de±5ºF. Si la contrapresión excede 100psi (7,03 kg/cm2) durante la prueba,reducir cuidadosamente la presiónextrayendo una porción del filtrado.Registrar el volumen total.

6. El volumen de filtrado debería sercorregido para una superficie de filtrode 7,1 pulg.2 (45,8 cm2). Si lasuperficie del filtro es de 3,5 pulg.2(22,6 cm2), doblar el volumen defiltrado y registrar el valor.

7. Al final de la prueba, cerrar ambasválvulas. Aflojar el tornillo en T ypurgar la presión de ambosreguladores.

CUIDADO: La celda del filtro aúnpuede contener una presión deaproximadamente 500 psi (35 kg/cm2).Mantener la celda en la posición verticaly enfriarla a la temperatura ambienteantes de desmontarla.

Procedimiento para temperaturasentre 300 y 400ºF (149 y 204ºC)1. Conectar la envuelta exterior

calefactora al voltaje correcto para launidad antes de realizar la prueba.Colocar el termómetro en la cubeta deltermómetro. Precalentar la envuelta a10ºF encima de la temperatura deprueba seleccionada. Ajustar eltermostato para mantener latemperatura deseada.

2. Agitar la muestra de lodo durante 10minutos.

3. Preparar la celda con la muestra delodo agitada, evitando que celda sellene a más de 1 1/2 pulgada (38 mm)de la parte superior del borde a fin de

dejar un espacio para la expansión;luego, colocar el medio de filtraciónapropiado.

4. Colocar la celda dentro de la envueltaexterior calefactora con las válvulassuperior e inferior cerradas. Transferir eltermómetro a la cubeta del termómetrode la celda.

5. Colocar la unidad de presión en laválvula superior y bloquearla. Bloquearel receptor de presión inferior sobre laválvula inferior. Para realizar la pruebaa temperaturas de 300 a 400ºF (149 a204ºC), aplicar una presión de 300 psi(21,1 kg/cm2) a ambas unidades depresión con las válvulas cerradas. Abrirla válvula superior y aplicar unapresión de 300 psi (21,1 kg/cm2) al lododurante el calentamiento.

6. Cuando la temperatura de la muestraalcanza la temperatura de pruebaseleccionada, aumentar la presión de launidad de presión superior hasta 800psi (56,2 kg/cm2) y abrir la válvulainferior para iniciar la filtración. Captarel filtrado durante 30 minutos,manteniendo la temperatura de pruebadentro de ±5ºF. Mantener lacontrapresión inicial durante la prueba;reducir cuidadosamente la presiónextrayendo una porción del filtrado.Dejar suficiente tiempo para purgartodo el filtrado del receptor, y registrarel volumen total. El tiempo requeridopara calentar la muestra dentro de lacelda del filtro no debería exceder unahora.

CUIDADO: Medidas de seguridadadicionales serán requeridas para realizarla prueba a altas temperaturas y altaspresiones. Los sistemas de presurización ylos receptores de filtrado deberían estarequipados con válvulas de desahogoapropiadas. Las envueltas exteriorescalefactoras deberían estar equipadas conun fusible de seguridad parasobrecalentamiento y un dispositivo decierre termostático. La presión de vapor dela fase líquida de los lodos constituye unfactor de diseño que es cada vez máscrítico a medida que se aumenta latemperatura de la prueba.

CUIDADO: La celda del filtro aúnpuede contener una presión deaproximadamente 500 psi (35 kg/cm2).Mantener la celda en la posición vertical yenfriarla a la temperatura ambiente antesde desmontarla.

Pruebas


CAPÍTULO

3

La ecuación para la curva de actividad usando la sal de cloruro de calcio es lasiguiente:

AW = 1,003 + [(4,66079 x 10 –3) x (% en peso CaCl2)] – [(7,2903 x 10 –4) x (% en peso CaCl2)2] + [(5,6323 x 10 –6) x (% en peso CaCl2)3]

Sección 5. Actividad

1. Se usa un medidor de estabilidadeléctrica para medir la estabilidadrelativa de una emulsión de agua enaceite. Esta medición es realizadamediante el uso de un par deelectrodos de placa separados precisay permanentemente, sumergidos enuna muestra de fluido. Se usa unafuente de alimentación de corrientecontinua (CC) para proporcionar unvoltaje de corriente alterna (CA) quees aplicado al electrodo según unrégimen constante de aumento delvoltaje. El voltaje al cual la emulsiónse vuelve conductora es indicado porel flujo de corriente entre loselectrodos de placa; al completar elcircuito, (1) la luz indicadora seencenderá cuando se usa un medidorde cuadrante manual o (2) laindicación numérica se estabilizarácuando se usa un medidor de lecturadirecta.

2. Termómetro.Procedimiento1. Colocar en un contenedor una

muestra filtrada a través de unamalla de malla 12 (Malla delViscosímetro de Marsh), verificandoque el fluido haya sido bien agitado.

2. Calentar o enfriar la muestra a120±5ºF (50±2ºC). Registrar latemperatura a la cual se tomó laindicación de estabilidad eléctrica.

3. Después de verificar la limpieza delelectrodo, sumergir el electrododentro del lodo. Agitarmanualmente la muestra con elelectrodo duranteaproximadamente 10 segundos.Mantener el electrodo inmóvil yevitar que el electrodo toque loslados o el fondo del contenedor alleer la indicación.

4. Dos tipos de medidores deestabilidad están disponibles. Elmedidor más reciente utiliza una

indicación directa automática. Elmedidor más antiguo de tipomanual requiere que el botón de lafuente de alimentación sea pulsadomanualmente y mantenido pulsadodurante toda la prueba, al mismotiempo que se hace girar uncuadrante. NO se debe mover elelectrodo durante las mediciones.

5. a) Si se usa el estilo más reciente demedidor de estabilidad eléctricade lectura directa, pulsar ymantener pulsado el botón hastaque el valor desplegado seestabilice. Registrar el valordesplegado como estabilidadeléctrica (voltios).

b) Si se usa el estilo más antiguo demedidor de estabilidad eléctricade cuadrante manual, pulsar ymantener pulsado el botón rojo;comenzando a partir de unaindicación de cero, aumentar elvoltaje desplazando el cuadranteen sentido horario, a unavelocidad de 100 a 200 voltiospor segundo. Seguir aumentandoel voltaje hasta que la luzindicadora se encienda. Cuandola luz indicadora se enciende, larampa de voltaje ha terminado.

Cálculo para el estilo más antiguo demedidor de estabilidad eléctrica decuadrante manual:

Sección 6. Estabilidad Eléctrica

Figura 21: Medidor de estabilidad eléctrica.

PruebasCAPÍTULO

3


Equipo1. Se usa una retorta para determinar

la cantidad de líquidos y sólidos enel fluido de perforación. El lodo escolocado dentro de un contenedorde acero y calentado hasta que loscomponentes líquidos se vaporicen.Los vapores son dirigidos a travésde un condensador y captados enun cilindro graduado, después de locual se mide el volumen de líquido.Los sólidos, tanto suspendidoscomo disueltos, son determinadoscalculando la diferencia. Se puedeusar una retorta de 10, 20 ó 50 mlpara determinar el contenido delíquidos y sólidos. Para reducir elmargen de error asociado con elaire arrastrado, se recomienda usaruna retorta de 20 ó 50 ml.

Procedimiento1. Asegurarse que la retorta, el

condensador y el receptor dellíquido estén limpios, secos yenfriados después del uso anterior.

2. Tomar una muestra de lodo y dejarque se enfríe hastaaproximadamente 75±2ºF(24±1,4ºC) o hasta la temperaturaambiente. Filtrar la muestra através de una malla de malla 12para eliminar el material depérdida de circulación y losrecortes grandes.

3. Si el lodo contiene gas o aire,agitar lentamente de 2 a 3 minutospara eliminar el gas.

4. Lubricar las roscas en el vaso de lamuestra y el tubo condensadorcon un ligero revestimiento deNever-Seez (según losprocedimientos de API, éste es elúnico material que debe serusado). Esto impide la pérdida devapor a través de las roscas.

5. Rellenar ligeramente la cámara dela retorta con un anillo de lana de

acero, encima del vaso de muestra.La lana de acero líquida NO esaprobada por API.

6. Llenar el vaso de muestra de laretorta con lodo base aceite singas.

7. Colocar la tapa sobre el vaso demuestra y dejar que el lodo sedesborde a través del agujero en latapa. Para obtener un volumencorrecto de muestra, parte del lododebe salir a través del agujero.

8. Limpiar el vaso de muestra y latapa para eliminar el lodo que hadesbordado.

9. Colocar un receptor limpio y secodebajo de la descarga delcondensador.

10. Calentar la retorta, continuandodurante 10 minutos después deque el condensador deje dedescargar condensado.

11. Retirar el receptor de líquido de laretorta. Anotar el volumen total delíquido recuperado. Si el líquidocontiene sólidos, el lodo entero seha desbordado y el procedimientoDEBE ser repetido.

12. Registrar los volúmenes de aceite yagua en el receptor de líquidodespués de que se haya enfriadohasta 75±2,5ºF (24±1,4ºC) o hastala temperatura ambiente.

13. A partir de los volúmenes de aceitey agua recuperados y del volumende la muestra de lodo original,calcular el porcentaje en volumende aceite, agua y sólidos en el lodo.

14. La retorta retendrá todos lossólidos – tanto suspendidos comodisueltos. Para los lodos quecontienen considerablescantidades de sales, los cálculos delcontenido de sólidos suspendidosserán incorrectos a menos que seefectúen las correcciones paratener en cuenta la sal disuelta.

Sección 7. Líquido y Sólidos

Estabilidad eléctrica (voltios) = indicación del cuadrante x 2

6. Limpiar la sonda eléctrica y repetirla prueba. Las dos indicaciones nodeberían diferir en más de 5%. Si lasindicaciones difieren en más de 5%,

verificar el medidor y la sondaeléctrica para detectar cualquierfalla.

7. Registrar el promedio de las dosmedidas como estabilidad eléctrica.

Pruebas


CAPÍTULO

3

A) ALCALINIDAD (Pom) (VSA•API)La alcalinidad de un lodo base aceitese determina rompiendo la emulsión yvalorando rápidamente la mezclahasta el primer cambio de color o elpunto final. El volumen (ml) de ácidosulfúrico 0,1 N usado en la valoraciónpor ml de lodo constituye laalcalinidad del lodo o POM.

Se describirán dos procedimientosde prueba que utilizan diferentessolventes. El primer procedimiento esuna prueba eficaz para un fluido baseaceite que utiliza barita o hematita enun sistema de una sal. El segundoprocedimiento no es tan eficaz peroes necesario cuando se usa un sistemade dos sales.Equipo y reactivos1. Equipo de valoración (agitador

magnético o agitador HamiltonBeach).

2. Pipeta de 5 ml.3. Frasco de conservas de 16 oz., vaso

de precipitado de 500 ml oequivalente.

4. Mezcla de xileno-alcoholisopropílico (IPA) (50:50) o PropasolPropílico.

5. Indicador de Fenolftaleína.6. Solución de ácido sulfúrico, 0,1N

H2SO4.Procedimiento1. Al utilizar el Procedimiento de

Prueba nº 1, colocar 100 ml demezcla de Xileno/IPA o 75 ml dePropasol Propílico dentro del frascode vidrio. Llenar una jeringa de 5 mlcon lodo entero hasta exceder lamarca de 3 ml.

2. Disipar 2 ml de lodo base aceitedentro del solvente y añadir 200 mlde agua destilada.

3. Añadir 15 gotas de fenolftaleína.4. Agitar rápidamente con un agitador

magnético, un agitador HamiltonBeach o cualquier agitadorequivalente.

5. Al agitar, valorar lentamente conH2SO4 0,1N hasta que el color rosadesaparezca. Seguir agitando, y si elcolor rosa no reaparece dentro de unminuto, dejar de agitar. Puede quesea necesario dejar de agitar yesperar que la mezcla se separe endos fases para que el color pueda serobservado con más claridad en lafase acuosa.

6. Dejar reposar la muestra durante 5minutos. Si el color rosa noreaparece, el punto final ha sidoalcanzado. Si el color rosa reaparece,valorar otra vez con ácido sulfúrico.Si el color rosa reaparece por terceravez, valorar de nuevo. No se debevalorar después de la tercera vez.

7. Pom = ml de H2SO4 0,1Npor ml de lodo.

8. Exceso de cal (lb/bbl) = Pom x 1,295.

B) SALINIDAD – CLORUROS EN EL LODOENTERO

Reactivos• Indicador de Cromato de Potasio.• Solución de AgNO3 0,282N.

La valoración del cloruro es unacontinuación del procedimiento demedición de la alcalinidad. Añadir 10a 15 gotas de indicador de cromato depotasio a la muestra cuya alcalinidadacaba de ser probada. Valorar conAgNO3 0,282N, agitando hasta que seproduzca el primer cambio de color.Éste es el punto final. NO se debevalorar hasta obtener un color “rojoladrillo”.

API requiere que el contenido de salesté indicado como total de clorurosen la fase de lodo, calculado de lasiguiente manera:

Total Cl– en lodo (mg/l) = ml deAgNO3 0,282N x 10.000 por ml delodo

El contenido de cloruros tambiénpuede ser indicado en otras unidades,según la compañía operadora, lainformación deseada y el sistema delodo.

Sección 8. Análisis Químico de los Lodos de PerforaciónBase Aceite

PruebasCAPÍTULO

3

Testing 3.60 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98

Sistemas de dos sales (CaCl2/NaCl)En los sistemas de dos sales o de salbinaria, se requiere probar el lodopara determinar la concentración decloruro de calcio mediante elprocedimiento de valoración de calciodescrito a continuación. Estamedición es necesaria, junto con lavaloración anterior del contenido desal, para determinar las cantidades deNaCl y CaCl2 presentes en el sistema.Equipo1. Equipo de valoración (agitador

magnético con varilla de agitación oagitador mezclador HamiltonBeach).

2. Pipeta de 5 ml.3. Frasco de conservas de 6 oz. con

tapa.4. Mezcla de xileno-alcohol

isopropílico (IPA) (50:50) o PropasolPropílico.

5. Polvo Indicador Calver II.6. Solución amortiguadora de

hidróxido de sodio 8N.7. Jeringa de 5 ml.8. Agua desionizada.9. Solución de ácido

etilendiaminotetraacético (EDTA)(Versenato Fuerte o equivalente),concentración molar de 0,1 (1 ml =4.000 mg/l calcio), tambiéndesignada por “x 10 fuerte”.

Procedimiento1. Añadir 100 ml de solvente de

xileno/isopropanol 50/50 ó 75 mlde Propasol Propílico al frasco.

2. Llenar una jeringa de 5 ml conlodo base aceite entero hastaexceder la marca de 3 ml.

3. Desplazar 2 ml de lodo base aceitedentro del frasco.

4. Cerrar herméticamente la tapa delfrasco y agitar durante 1 minuto.

5. Añadir 200 ml de agua desionizadaal frasco.

6. Añadir 3 ml de soluciónamortiguadora de hidróxido desodio 1N.

7. Añadir de 0,1 a 0,25 g de polvoIndicador Calver II.

8. Tapar de nuevo el frasco y agitarotra vez durante 2 minutos. Ponerel frasco de un lado por 15 a 30

segundos para dejar que las dosfases se separen. Si un color rojizoaparece en la fase acuosa (inferior),esto indica que el calcio estápresente.

9. Colocar el frasco en el agitadormagnético o mezclador HamiltonBeach. Agitar solamente con lavelocidad requerida para agitar lafase acuosa sin mezclar de nuevolas fases superior e inferior.

10. Valorar muy lentamente con EDTAde concentración molar de 0,1 o lasolución de Versenato Fuerte. Uncambio de color muy marcado delcolor rojizo a un color azul-verdeindica que se ha alcanzado elpunto final.

C) CÁLCULO DEL CONTENIDO DECALCIO DEL LODO ENTERO

Calodo = 4.000(0,1m EDTA, cm3)2,0 cm3

NomenclaturaPom = Alcalinidad del lodo enteroCalodo = Calcio en el lodo enteroCllodo = Cloruros en el lodo enteroVo = % en volumen de aceite de

la retortaVw = % en volumen de agua de

la retortaEjemploPom = 3,0 ccCalcio en el Lodo Entero – Calodo = 33.600 mg/lCloruros en el Lodo Entero – Cllodo = 100.000 mg/l% Aceite - Vo = 59,5%% Agua - Vw = 25,0%

Cálculos y Conversiones para laSal Binaria (CaCl2/NaCl) 1. Calcular el contenido de cal en

lb/bbl.Callb/bbl = Pom x 1,295Callb/bbl = 3,0 x 1,295 = 3,89

2. Calcular el contenido CaCllodocuando CaCllodo = mg CaCl2/l delodo enteroCaCllodo = 2,774 x CalodoCaCllodo = 2,774 x 33.600 = 93.206mg/l

Pruebas

Testing 3.61 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98

CAPÍTULO

3

3. Calcular las libras por bbl de CaCl2CaCl2(lb/bbl) = 0,000971 x Calodo

CaCl2(lb/bbl) = 0,000971 x 33.600 =32,6 lb/bbl

4. Calcular la concentración de ioncloruro relacionada con CaCl2cuando ClCaCl = mg Cl-/l de lodoenteroClCaCl = 1,77 x CalodoClCaCl = 1,77 x 33.600 = 59.472 mg/l

5. Si ClCaCl es mayor que o igual aCllodo, se puede suponer que sólo hayCaCl2 en el lodo y que el sistema noes un sistema de sal binaria . Si ClCaCl es menor que Cllodo ,entonces se puede suponer que hayCaCl2 y NaCl (sistema de sal binaria)en el sistema de lodo. Seguir con loscálculos.

6. Calcular la concentración de ioncloruro relacionada con NaCl cuandoClNaCl = mg Cl-/l de lodo de NaClClNaCl = Cllodo - ClCaClClNaCl = 100.000 – 59.472 = 40.528mg/l

7. Calcular el contenido de NaClcuando NaCllodo = mg NaCl/l de lodoNaCllodo = 1,65 x ClNaClNaCllodo = 1,65 x 40.528 = 66.871mg/l

8. Calcular las libras por bbl de NaClNaCllb/bbl = 0,00035 (NaCllodo)NaCllb/bbl = 0,00035 x 66.871 = 23,4lb/bblCálculos para determinar la salinidadde la fase acuosa

9. Calcular el % en peso de CaCl2(PesoCaCl)% en peso CaCl2 = PesoCaCl=

100(CaCllodo)CaCllodo + NaCllodo + 10.000 (Vw)PesoCaCl =

100 x 93.20693.206 + 66.871 + 10.000(25,0)

= 22,73 % en peso10.Calcular el % en peso de NaCl

(PesoNaCl)% en peso NaCl = PesoNaCl =

100 (NaCllodo)CaCllodo + NaCllodo + 10.000 (Vw)

PesoNaCl = 100 x 66.871

93.206 + 66.871 + 10.000(25,0)= 16,31 % en peso

11.Usando el cálculo de solubilidadmutua para las soluciones desalmuera de NaCl/CaCl2, calcular lacantidad máxima de NaCl soluble(NaClmáx)NaClmáx = 26,432 – 1,0472 (PesoCaCl)+ 7,98191 x 10-3 (PesoCaCl)2 + 5,2238x 10-5 (PesoCaCl)3

NaClmáx = 26,432 – 1,0472 x 22,73 +7,98191 x 10-3 x 22,732 + 5,2238 x10-5 x 22,733 = 7,37Si la cantidad máxima de NaClsoluble (NaClmáx ) calculada a partirdel cálculo nº 11 es menor que el %en peso de NaCl calculado a partirdel cálculo nº 10, las salinidades dela fase acuosa calculadas en loscálculos nº 9 y nº 10 son incorrectas,ya que todo el NaCl no estárealmente en la solución.

12.Se debe calcular otro valor deNaCllodo usando el siguiente cálculode “Fracción”.

Fracción= NaClmáx(Cálculo 11) PesoNaCl (Cálculo 10)

Fracción = 7,37 / 16,31 = 0,451913.Nuevo valor de NaCllodo = Viejo

valor de NaCllodo x FracciónNuevo valor de NaCllodo = 66.871 x0,4519 = 30.219 mg/l

14.Repetir los cálculos nº 9 y nº 10,reemplazando el nuevo valor deNaCllodo en las fórmulas.PesoCaCl =

100 x 93.20693.206 + 30.219 + 10.000(25,0)

= 24,96 % en pesoPesoNaCl =

100 x 30.21993.206 + 30.219 + 10.000(25,0)

= 8,09 % en peso15.Con los nuevos valores de PesoCaCl y

PesoNaCl, calcular el nuevo valor deNaClmáx (Cálculo nº 11).NaClmáx = 26,432 – 1,0472 x 24,96 +7,98191 x 10-3 x 24,962 + 5,2238 x10-5 x 24,963 = 6,08

PruebasCAPÍTULO

3


16.Calcular la Nueva Fracción (Cálculonº 12).

Fracción = 6,08 / 8,09 = 0,751517.Seguir con los cálculos (nº 11 a nº

16) hasta que la “Fracción” seamayor que 0,95. Nuevo NaCllodo = Viejo NaCllodo xFracciónNuevo NaCllodo = 30.219 x 0,7515 =22.710 mg/lPesoCaCl =

100 x 93.20693.206 + 22.710 + 10.000(25,0)


100 x 22.71093.206 + 22.710 + 10.000(25,0)

= 6,21 % en pesoNaClmáx = 26,432 – 1,0472 x 25,47 +7,98191 x 10-3 x 25,472 + 5,2238 x10-5 x 25,473 = 5,80Fracción = 5,80 / 6,21 = 0,934Nuevo NaCllodo =22.710 x 0,934 =21.211 mg/lPesoCaCl =

100 x 93.20693.206 + 21.211 + 10.000(25,0)


100 x 21.21193.206 + 21.211 + 10.000(25,0)

= 5,82 % en pesoNaClmáx = 26,432 – 1,0472 x 25,58 +7,98191 x 10-3 x 25,582 + 5,2238 x10-5 x 25,583 = 5,74Fracción = 5,74/ 5,82 = 0,986

18.Calcular la concentración de CaCl2en partes por millón (ppm)CaCl2, ppm = 10.000 x PesoFinalCaClCaCl2, ppm = 10.000 x 25,58 =255.800

19.Calcular la concentración de NaClen partes por millónNaCl, ppm = 10.000 x Peso FinalNaClNaCl, ppm = 10.000 x 5,82 =58.200

20.Calcular la densidad de la salmuera(SalmueraSG) cuando SalmueraSG =densidad de la salmuera, S.G.

SalmueraSG = 0,99707 + 0,006504(PesoNaCl) + 0,007923 (PesoCaCl) +0,00008334 (PesoNaCl)( PesoCaCl) + 0,00004395 (PesoNaCl)2

+ 0,00004964 (PesoCaCl)2

SalmueraSG = 0,99707 + 0,006504(5,82) + 0,007923 (25,58) +0,00008334 (5,82) (25,58) +0,00004395 (5,82)2 + 0,00004964(25,58)2

SalmueraSG = 1,28 g / cm3

21.Calcular la concentración de CaCl2

en mg/lCaCl2, mg/l = 10.000 (PesoCaCl)(SalmueraSG)CaCl2, mg/l = 10.000 (25,58) (1,28)= 327.424 mg/l

22.Calcular la concentración de NaClen mg/lNaCl, mg/l = 10.000 (PesoNaCl)(SalmueraSG)NaCl, mg/l = 10.000 (5,82) (1,28) =74.496 mg/l

D) SULFUROS

Este procedimiento es utilizado paramedir la concentración de sulfurossolubles activos en un lodo baseaceite.Equipo1. Tren de Gas de Garrett (GGT)

completo.2. Tubos Dräger de H2S (bajo rango y

alto rango).3. Medidor de caudal.4. Tubo flexible hecho con caucho de

látex o Tygon (plástico oequivalente).

5. Agitador magnético.6. Varilla de agitación magnética (1/4

pulg. X 1 pulg.).7. Jeringa hipodérmica: 10 ml de

vidrio o plástico.8. Solución de ácido cítrico/alcohol

isopropílico/ruptor de emulsión deconcentración molar de 2.a. 420 g de ácido cítrico

(C6H8O7H2O) disuelto en 1.000ml de agua desionizada.

b. A esta solución, añadir 25 ml deruptor de emulsión Dowell W-35de Fann Instrument oequivalente (un dispersante deasfalto).

Pruebas


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c. A esta solución, añadir 200 mlde alcohol isopropílico.

9. Antiespumante: octanol (CAS nº111-87-5).

10. Cilindro graduado de 25 ml.11. Gas portador – cartuchos de CO2, o

preferiblemente, nitrógeno. No sedebe usar N2O.

12. Tubo de inyección de muestra: agujade PTFE (Teflon o equivalente) de 6pulg. (15,2 mm) de largo oequivalente.

Procedimiento1. Comenzar con un Tren de Gas de

Garrett limpio y seco.2. Modificar el Tren de Gas de Garrett

introduciendo el tubo deinyección de muestra a través deldiafragma de caucho, de maneraque el extremo inferior del tubo deinmersión esté aproximadamente a1/2 pulgada del fondo de lacámara 1. El tubo de inmersión seusa para que la muestra de lodopueda ser inyectada directamentedentro de la solución de ácidocítrico.

3. Disponer el agitador magnético yla varilla de agitación (en lacámara 1) de manera que la varillagire libremente.

4. Instalar el cartucho de CO2.5. Añadir 20 ml de solución de ácido

cítrico/alcohol isopropílico/ruptorde emulsión de concentraciónmolar de 2 a la cámara 1.

6. Añadir 10 gotas de antiespumanteoctanol a la cámara 1.

7. Romper las puntas del tubo Drägerde H2S e introducirlo en el soportedel Tren de Gas de Garrett, en ellado más a la derecha. La fechaque indica el flujo de gas deberíaestar orientada hacia abajo.Colocar una junta tórica sobre eltubo Dräger.

8. Introducir el medidor de caudal enel otro soporte, con la flecha deflujo de aire hacia arriba. Colocaruna junta tórica sobre el medidorde caudal.

9. Instalar la parte superior del Trende Gas de Garrett y apretar todoslos tornillos para cerrarherméticamente.

10. Ajustar el tubo de dispersión demanera que el tubo esté colocadoencima del nivel de líquido.

11. Conectar el tubo de caucho delregulador al tubo de dispersión.Conectar el tubo de caucho de lacámara 3 al tubo Dräger. NOINICIAR EL FLUJO DE GAS.

12. Aspirar dentro de la jeringa elvolumen de la muestra de lodoentero más un exceso de lodo de0,5 ml. El exceso de lodocompensa el volumen de retencióndentro del tubo de inyección.

13. Introducir la jeringa dentro deltubo de inmersión y sujetar elémbolo de la jeringa en el tubo deinmersión usando una gomaelástica. Esto impedirá que lamezcla de ácido cítrico-antiespumante suba por el tubo deinmersión al aplicar la presión.

14. Hacer circular lentamente el gas através del tubo de dispersióndurante 10 a 15 segundos parapurgar el aire del GGT. Regular elflujo de gas para evitar laespumación de la solución en lacámara 1. Verificar la ausencia defugas y la operación apropiada delmedidor de caudal.

15. Encender el agitador magnético.Ajustar la velocidad de manera quese forme un remolino. Bajar concuidado el tubo de dispersióndentro del líquido, hasta un puntoubicado justo encima de la varillade agitación.

16. Bajar el tubo de inyección demanera que el fondo esté justodebajo del tubo de dispersión. Estopermitirá inyectar el lodo baseaceite dentro del remolino.

17. Inyectar lentamente una cantidadmedida** (ver la Tabla 6 en lapágina 3.38) de lodo base aceite enla cámara 1, a través del tubo deinyección. Aumentar la velocidadde la varilla de agitación paramejorar la dispersión e impedirque el lodo base aceite se adhieraen las paredes. Seguir agitandodurante 1 minuto.

18. Usar una goma elástica para fijar elémbolo de la jeringa. Reiniciar elflujo de gas. Ajustar la velocidad

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de manera que el medidor decaudal indique entre 200 y 400ml/min, manteniendo la bola delmedidor de caudal entre las marcasrojas del medidor de caudal.

19. Observar los cambios en el aspectodel tubo Dräger. Observar yregistrar la longitud oscurecidamáxima (en unidades marcadas enel tubo) antes de que el “frente”empiece a “emplumar” o amanchar. Continuar el flujodurante un total de 15 minutos; sepuede requerir otro cartucho degas.

20. Limpiar el GGT inmediatamentedespués de utilizarlo paraminimizar la deterioración delplástico. Limpiar las cámaras y losconductos con agua caliente y un

detergente suave. Lavar el tubo dedispersión y el tubo de inyeccióncon un solvente orgánico como laacetona, y luego con agua.Ocasionalmente, puede que seanecesario remojar el tubo dedispersión en un ácido paraeliminar los depósitos decarbonato de calcio. Los solventesorgánicos pueden agrietar elcuerpo de lucita del GGT.

Usando el volumen de muestra, lalongitud oscurecida del tubo Dräger, yel factor de tubo Dräger, calcular lossulfuros en la muestra.Sulfuros del GGT (mg/l) = longitud oscurecida x factor de tubo

volumen de muestra (ml)

En la ingeniería de fluidos deperforación, los cálculos están basadosen el barril del campo petrolífero. Elbarril del campo petrolífero contiene 42galones E.U.A. Los tratamientos dellodo se realizan generalmenteañadiendo un cierto número de libras(o fracciones de una libra) de materialal barril del campo petrolífero de lodo.

Para la prueba piloto y las operacionesdel laboratorio, un barril del campopetrolífero sería difícil de manejar.Resulta considerablemente más prácticotrabajar con una muestra de fluidomucho más pequeña. En vez de trabajarcon un barril de fluido, se trabaja conun “barril equivalente”. Un barrilequivalente contiene 350 ml de fluido.Esta cantidad representativa para unbarril se obtiene de la siguiente manera:

Un barril del campo petrolífero tieneun volumen de 42 galones E.U.A. Elbarril contendría 350 libras de aguadulce. Trescientos cincuenta gramos deagua ocuparían un volumen de 350 mlsegún el sistema métrico. Por lo tanto,350 ml pueden representar 42 galonesE.U.A. o el barril del campo petrolífero.Si se añade 1 g de un material a estebarril equivalente, esto sería equivalentea añadir 1 lb del material a un barril delcampo petrolífero. Si se añade unlíquido al barril final, entonces lagravedad específica del fluido debe ser

tomada en consideración. Por ejemplo,si un fluido tiene una gravedadespecífica de 1,2, entonces sólo senecesitará 0,83 ml para 1 g o 1 lb/bbl.Las gravedades específicas de la mayoríade los materiales están indicadas en losBoletines de Productos o la Hojas deSeguridad de los Materiales.PropósitoUtilizando estas cantidades reducidas demateriales, varios tratamientos posiblespueden ser probados de maneraeconómica antes de tratar todo elsistema de lodo. Este procedimiento esútil no solamente en caso decontaminación, sino también paraevaluar los tratamientos cuando seprevé realizar una modificación de laspropiedades del fluido. Cabe notar quela solubilidad y la eficacia de losproductos químicos pueden sermejoradas por las condiciones efectivasde circulación, es decir la temperatura yla presión. Por lo tanto, se recomiendadisponer la adición del tratamientoquímico por etapas, sobre dos o máscirculaciones, para evitar el tratamientoexcesivo. Por ejemplo, se puede realizardel 60 al 70% de la adición previstadurante una circulación, realizandoajustes de las cantidades totales antesde añadir el resto de los productosquímicos. Las adiciones de cal a unlodo a base de arcilla constituyen un

Prueba Piloto

Pruebas


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3

ejemplo de tratamiento que es difícil desometer a la prueba piloto sinenvejecimiento térmico para simular lascondiciones del fondo del agujero.Equipo1. Balanza con precisión de 0,1 g.2. Mezclador del tipo Hamilton Beach o

equivalente.3. Muestras de productos químicos a

probar (preferiblemente obtenidos en elsitio del equipo de perforación).

4. Equipo para efectuar el control dellodo.

5. Horno de rodillos, completo con celdasde envejecimiento si la muestra debeser sometida el envejecimiento térmico.

ProcedimientoSe capta una muestra del fluido a probar

y se efectúa y registra una prueba del lodode base. En base a las propiedadesregistradas, se toma una decisión respectoal tipo y a las cantidades de productosquímicos de tratamiento requeridos paralograr los resultados deseados.

Como la agitación de la muestra dellodo durante la adición de los productosquímicos de tratamiento puede modificarlas propiedades de los fluidos, unamuestra de “referencia” debería seragitada durante un periodo equivalente ylas propiedades registradas paracomparación.

Debiera llevarse un registro minuciosodel orden de adición de todos lostratamientos. El razonamiento de estoaparece más claramente cuando seconsidera el ejemplo de las propiedadesexhibidas por las muestras de fluido quecontienen agua, bentonita y NaCl. Alañadir sal, se elimina la primerahidratación de la bentonita y laspropiedades del fluido son claramentediferentes. El hecho que los productosquímicos sean añadidos al estado “seco” oen solución también afectará losresultados. Por este motivo, los productos químicosusados en las pruebas piloto deberían serañadidos en su orden normal de adiciónal sistema de lodo y en el mismo estadofísico.

Los siguientes criterios determinan losaditivos que deben ser probados:1. Disponibilidad.2. Adaptabilidad al sistema de lodo

existente y a las condiciones delagujero, es decir la temperatura y lasalinidad.

3. Eficacia en relación con el costo.

Para simular mejor las condiciones delfondo del pozo las muestras sonfrecuentemente sometidas alenvejecimiento térmico a temperaturas defondo y por periodos equivalentes a losperiodos anticipados sin circulación. Lamayoría de los hornos usados para esteprocedimiento permiten que la celdapermanezca estática, sea rodada o giradadurante el envejecimiento. Si la pruebadebe ser envejecida térmicamente, ciertasprecauciones de seguridad seránobservadas (algunas pautas tomadas de laPráctica Recomendada de API 13I, QuintaEdición, Suplemento 1, julio de 1996).1. Usar solamente las celdas hechas con

acero inoxidable (303, 304 ó 316, perono 314) a menos que se pruebe duranteperiodos prolongados a altassalinidades. En este caso, se recomiendausar celdas metálicas de primeracalidad, por ej. Iconel® 600, Hastalloy®

C o Incolloy® 825. Estos tipos de celdastienen una resistencia nominal másbaja que las celdas de acero inoxidable.Cualquier celda de envejecimientoutilizada debe ser construida de maneraque exceda los requisitos detemperatura y presión de la prueba.

2. Una de las principales consideracioneses evitar llenar excesivamente las celdasde envejecimiento. Al llenar las celdas,se debe dejar un espacio adecuado parapermitir la expansión del fluido de laprueba. En general no se debería añadirmás de 1 bbl equivalente a una celdaindividual. Esto dejará generalmente unespacio de ±2 pulgadas.

3. Al retirar las celdas del horno, convienedejar que la celda se enfríe a latemperatura ambiente. Si usted nopuede tocar la celda con la manodesnuda, ésta no está lo suficiente fría;aunque esté fría al tacto, el interiortodavía puede estar caliente. RECUERDE: ¡LA CELDA CONTIENEPRESIÓN GENERADA POR LAEXPANSIÓN DEL VOLUMEN DELFLUIDO!

4. Una vez que la celda se haya enfriado,se puede desatornillar LENTAMENTE laparte superior de la celda, asegurándoseque cualquier presión residual seadescargada antes de dar las últimasvueltas de los tornillos. Si se puedemenear la parte superior sin oír ningúnescape de presión, es probable que nohaya ningún peligro; sin embargo, noinclinarse NUNCA encima de una celdaal abrirla. Cualquier presión residual

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podría expulsar la parte superior conla velocidad de un cañón de fusil,produciendo los mismos efectos.

El programa MUDCALC de M-Igenera una lista que muestra lascantidades de materiales necesarios paramezclar pruebas piloto enconcentraciones específicas. Lasgravedades específicas de muchosproductos están contenidas dentro delprograma. Usted debe contar con lagravedad específica de cualquierproducto que no esté enumerado.

Para facilitar la prueba piloto, seenumeran algunos pesos aproximadosde cuchara para productos comunesdel campo petrolífero (ver la Tabla 7).Se prefiere pesar los productos conuna precisión de ±0,10 g, cada vez quesea posible. Los pesos de cucharapueden ser imprecisos según lacondición física de la muestra.

Figura 22: Horno de rodillos

Pruebas


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Gravedad 1⁄4 1⁄2 1 1Producto Específica Cucharadita Cucharadita Cucharadita Cucharada

Benex 1,2 0,90 1,80 3,60 10,80

Soda cáustica 2,13 1,25 2,50 5,00 15,00

CMC 1,60 0,50 1,10 2,30 6,60

Desco 1,60 0,75 1,50 3,00 9,60

Diaseal M >2,0 0,80 1,60 3,20 12,60

Drispac 1,50-1,60 0,60 1,20 2,40 7,60

DUO-VIS® 1,5 0,75 1,50 3,00 10,00

FLOXITTM 1,4 0,40 1,00 2,00 6,50

GELEX® 1,2 1,00 1,75 3,50 11,00

Yeso 2,32 1,30 2,30 4,90 12,60

Esponja de hierro 4,30 1,50 3,50 8,00 25,00

KOH 2,04 1,00 2,50 5,00 15,00

KWIK-THIK® 2,3-2,6 1,00 2,00 4,00 12,00

Cal 2,20 0,60 1,30 2,40 7,70

Lo Loss 1,5 0,50 1,50 3,00 9,00

LO-WATETM 2,8 1,00 2,25 4,50 13,00

MF-1 1,2 0,50 1,50 3,00 10,00

M-I BAR® 4,20 2,08 4,17 8,33 25,00

Mica 2,75 0,50 0,80 2,00 5,80

Mixical 2,70 1,00 2,50 5,00 15,00

M-I GEL® 2,30-2,60 0,98 1,95 2,90 6,70

MY-LO-JELTM 1,45 0,63 1,25 2,50 7,50

Phos 2,5 1,00 3,00 6,00 20,00

POLYPAC® R 1,5-1,6 0,50 1,00 2,00 8,00

Cloruro de potasio 1,98 1,90 3,10 6,10 19,10

Quebracho 1,10-1,40 1,00 2,00 4,00 12,00

RESINEX® 1,65 0,75 1,50 3,00 10,50

Sal 2,16 1,50 3,00 6,00 18,00

SALT GEL® 2,20-2,40 0,70 1,50 3,00 8,80

SAPP 1,90 1,15 2,30 4,60 13,80

Carbonato de sodio 2,51 1,60 3,00 6,00 17,80

Bicarbonato de sodio 2,16 0,72 1,45 2,90 8,70

Soltex 1,2-1,5 0,50 1,00 2,00 6,00

SP-101® 1,05 0,75 1,50 3,00 10,00

SPERSENETM 1,20 0,50 1,00 2,00 6,00

Almidón 1,50 0,60 1,00 2,00 5,80

TANNATHIN® 1,60 0,85 1,70 3,40 10,20

THERMPAC® 1,50 0,50 1,00 2,00 8,00

VG-69® 1,57 1,00 2,00 3,00 9,00

Polímero XCD 1,5 1,00 1,90 3,60 10,70

XP-20TM 1,83 1,17 2,33 4,67 14,00

Tabla 7: Pesos aproximados de cuchara para productos comunes del campo petrolífero.

Química Básica

Química Básica 4A.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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Los ingenieros de lodo tratan con laquímica todos los días. La química esel estudio de la materia, incluyendo sucomposición, sus propiedades y sutransformación o reacción con otrassubstancias (reacciones químicas). Lamateria es algo que tiene masa yocupa espacio.

La masa es una medida de lacantidad de materia o la cantidad dematerial contenido en algo. La masaes una de las cantidadesfundamentales en las cuales todas lasmedidas físicas están basadas. La masaes lo que hace que la materia tengapeso en un campo de gravedad einercia cuando está en movimiento. Elpeso de algo es la fuerza de gravedadque actúa sobre una masadeterminada y es directamenteproporcional a la masa multiplicadapor la fuerza gravitatoria (aceleración).Las unidades comunes de masa sonlos gramos (g) y las libras-masa.

El volumen es una medida de lacantidad de espacio ocupado por la

materia. Las unidades comunes devolumen del campo petrolífero son losgalones (gal), barriles (bbl), piescúbicos (ft3), litros (l) y metros cúbicos(m3).

La densidad se define como larelación de masa dividida por elvolumen. Las unidades comunes dedensidad del campo petrolífero son laslibras por galón (lb/gal), libras por piecúbico (lb/ft3), kilogramos porcentímetro cúbico (kg/cm3) y gramospor centímetro cúbico (g/cm3). Lagravedad específica es una expresiónespecial de la densidad que se sueleusar para líquidos y sólidos. Se trata dela relación de la densidad de unasubstancia dividida por la densidaddel agua pura a una temperaturaindicada, generalmente de 4ºC.Asimismo, la densidad de los gases sesuele expresar como “gravedad degas”, o como la relación de ladensidad de un gas particular divididapor la densidad del aire puro bajocondiciones estándar.

Introducción

Clasificación de la Materia

Todas las substancias están incluidasen uno de tres estados físicos:• Sólido• Líquido• Gas

Los Sólidos tienen generalmenteuna mayor densidad que los líquidos ygases. Son substancias que no sonfluidas, y por lo tanto, no fluyencuando se aplica una fuerza. Lossólidos no se adaptan fácilmente a laforma de su contenedor.

Los Líquidos tienen generalmenteuna densidad más baja que los sólidos,pero mayor que los gases. Los líquidosse adaptan fácilmente a la forma de sucontenedor. Tanto los líquidos comolos gases son fluidos que “fluyen”cuando se aplica una fuerza.

Los Gases no solamente se adaptana la forma, sino que también seexpanden para llenar su contenedor.

Todas las substancias tambiénpueden ser separadas en doscategorías:

• Homogéneas (substancias puras)• Heterogéneas (mezclas de

substancias)Un ejemplo de un material

homogéneo sería la sal común, en lacual cada grano tiene unacomposición química idéntica. Unejemplo de un material heterogéneo(no uniforme) sería la grava del caucede un río: se trata de una mezcla derocas – de una variedad de fuentes –que tienen diferentes composicionesquímicas, apariencias y propiedades.Los fluidos de perforación y lamayoría de los materiales encontradosen la naturaleza son mezclas.

Los materiales homogéneos(substancias puras) se encuentranocasionalmente en la naturaleza, peroson generalmente fabricados medianteun tratamiento para separar materialesdistintos o eliminar las impurezas. Lassubstancias puras pueden seridentificadas porque son homogéneasy tienen una composición uniforme,

La químicaes el estudiode lamateria…

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independientemente de la manera enque estén subdivididas o de los lugaresdonde se encuentren.

Las substancias puras pueden serseparadas en dos categorías distintas:

• Elementos• CompuestosLos elementos no pueden ser

separados (descompuestos) osubdivididos en substancias mássimples mediante el uso de métodosquímicos corrientes. Los elementosconstituyen los componentes básicosde todas las substancias y tienenpropiedades exclusivas. Loscompuestos pueden ser reducidos endos o más substancias más simples(elementos o grupos de elementos).

Una substancia pura es un compuestosi puede ser subdividida en por lomenos dos elementos. Todos loscompuestos están formados por lacombinación de dos o más elementos.Si una substancia pura no puede serseparada en dos o más elementos, setrata de un elemento.

Resulta práctico designar a unelemento con una abreviatura llamadasímbolo, en vez de usar el nombrecompleto. La Tabla 1 contiene elnombre químico, el símbolo, el pesoatómico y la valencia común (cargaeléctrica) de los elementos de mayorinterés para la industria de fluidos deperforación.

Elemento Símbolo Peso Atómico Valencia Común

Aluminio Al 26,98 3+

Arsénico As 74,92 5+

Bario Ba 137,34 2+

Boro B 10,81 3+

Bromo Br 79,90 1-

Cadmio Cd 112,40 2+

Calcio Ca 40,08 2+

Carbono C 12,01 4+

Cesio Cs 132,91 1+

Cloro Cl 35,45 1-

Cromo Cr 52,00 6+

Cobre (cuprium) Cu 63,55 2+

Flúor F 19,00 1-

Hidrógeno H 1,01 1+

Yodo I 126,90 1-

Hierro (ferrum) Fe 55,85 3+

Plomo (plumbum) Pb 207,19 2+

Litio Li 6,94 1+

Magnesio Mg 24,31 2+

Manganeso Mn 54,94 2+

Mercurio (hydrargyrum) Hg 200,59 2+

Níquel Ni 58,71 2+

Nitrógeno N 14,00 5+

Oxígeno O 16,00 2-

Fósforo P 30,97 5+

Potasio (kalium) K 39,10 1+

Silicio Si 28,09 4+

Plata (argentum) Ag 107,87 1+

Sodio (natrium) Na 22,99 1+

Azufre S 32,06 2-

Estaño (stannum) Sn 118,69 2+

Titanio Ti 47,90 4+

Zirconio Zr 91,22 4+

Cinc Zn 65,37 2+

Tabla 1: Elementos comunes.

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Loselementos nopueden serseparados osubdivididosensubstanciasmássimples…

Química Básica


CAPÍTULO

4A

Toda materia se compone de unidadesdiscretas llamadas átomos. El átomo esla unidad más pequeña en que unelemento puede ser dividido,manteniendo las propiedades químicasque le son exclusivas. Los átomos sonlos componentes básicos de todamateria; éstas son las unidades máspequeñas de un elemento que puedencombinarse con los átomos de otroelemento. Los átomos de diferenteselementos tienen distintaspropiedades. Los átomos no soncreados ni destruidos durante lasreacciones químicas.

Los átomos contienen tres partículassubatómicas:• Protones• Neutrones• Electrones

El átomo tiene dos zonas distintas:un núcleo pequeño y denso quecontiene los protones y neutrones,rodeado por una nube difusa deelectrones. El tamaño de un átomodepende casi totalmente de la cantidadde volumen ocupado por la nube deelectrones del átomo, mientras queprácticamente toda la masa estáubicada en el núcleo (ver la Figura 1).

El núcleo es aproximadamenteesférico, con un diámetro de 10-4

angstrom (Å) o 10-14 m, y contienesolamente protones y neutrones. Unprotón tiene una carga positivamientras que un neutrón no tieneninguna carga.

La nube de electrones, o capaelectrónica, también esaproximadamente esférica, con undiámetro de 1 Å o 10-10 m, y sólocontiene electrones, los cualesgravitan alrededor del núcleo de lamisma manera que un sistema solaren miniatura. Un electrón tiene unacarga negativa de fuerza igual a lacarga positiva de un protón. En losátomos de carga neutra (sin valencia),el número de electrones es igual alnúmero de protones, de manera quela carga neta del átomo sea neutra.

Algunos átomos pueden ganar operder electrones de manera que seforma un átomo cargado, llamado ion.Cuando se pierde un electrón, el átomoadquiere una carga positiva. Un ion decarga positiva se llama catión.Similarmente, cuando el átomo ganaun electrón, se forma un “anión” decarga negativa. Similarmente, cuando elátomo gana un electrón, se forma un“anión” de carga negativa.

La masa de un protón o de unneutrón es aproximadamente 1.837veces más grande que la masa de unelectrón. Debido a esta enormediferencia de masa, la masa de losprotones y neutrones en el núcleoconstituye la masa total aproximada delátomo (ver la Tabla 2).

Estructura atómica

Nube difusa de electrones ligeros (-) gravitando alrededor delnúcleo en capas electrónicas estructuradas.

El núcleo es compacto y denso, y contiene protones pesados (+) yneutrones (neutros).

Figura 1: Estructura atómica.

Tabla 2: Masa y carga de las partículas subatómicas.

Partícula Carga Masa (g)

Protón Positiva (1+) 1,6724 X 10 –24

Neutrón Ninguna (neutra) 1,6757 X 10 –24

Electrón Negativa (1-) 0,000911 X 10 –24

Los átomosson loscomponentesbásicos detodamateria…

La masa deun protón ode unneutrón esaproximadamente 1.837veces másgrande que lamasa de unelectrón.


4A


El núcleo de un átomo es muydenso; aproximadamente 1.770toneladas/pulg.3 (98.000 kg/cm3). Lanube de electrones tiene un diámetro10.000 veces más grande que eldiámetro del núcleo. El mayorvolumen de la nube de electrones debaja densidad compensa la altadensidad del núcleo a una densidadmedia de 2 a 20 g/cm3.

El elemento más ligero y más simplees el hidrógeno, el cual sólo tiene unprotón en cada núcleo. Los átomos deorigen natural contienen entre 1 y 93protones en su núcleo. Los átomos máspesados, con aún más protones, hansido creados en laboratorios pero soninestables y no son de origen natural.Todos los átomos que tienen el mismonúmero de protones en sus núcleostienen propiedades químicas idénticas yson llamados elementos. Existen 92elementos de origen natural que, envarias combinaciones, forman elmundo físico.

El número de protones (p+) en elnúcleo es usado para definir cadaelemento y se llama “número atómico”(z). El hidrógeno, con un solo protón,tiene un número atómico de 1. Lasuma del número de protones yneutrones (n) en el núcleo de unátomo se llama el “número de masaatómica” (a), a = p+ + n.

Cada elemento puede tener variasestructuras atómicas llamadas isótopos,cada una con un número diferente deneutrones en su núcleo,proporcionándole a cada uno un pesoatómico diferente. Aunque estosisótopos de un elemento tengandiferentes pesos atómicos, tendránpropiedades químicas idénticas yformarán compuestos que tienen lasmismas propiedades. Los isótopos seescriben con el número atómico (z)como subíndice delante del símboloquímico y el número de masaatómica (a) como supraíndice (z

aX). Elhidrógeno tiene tres isótopos. El isótopomás común del hidrógeno no tieneningún neutrón en su núcleo (1

1H), elsegundo isótopo más común tiene unneutrón (1

2H) y el tercer isótopo contienedos neutrones (1

3H). Todos estos isótoposcontienen un solo protón en el núcleo.

La escala de masa atómica es unaescala de masa relativa basada en la

masa del isótopo de carbono, 612C, el

cual tiene una masa de exactamente12,0 unidades de masa atómica (amu).Esta escala se usa para simplificar laexpresión de valores de masa tanpequeños para cada isótopo de cadaelemento. La masa de un neutrón, oun protón, es más o menos igual a 1unidad de masa atómica (amu).

El peso atómico de un elemento esigual al promedio ponderado de lamasa de todos los isótopos delelemento en la escala de peso atómico.Por ejemplo, los tres isótopos delhidrógeno, 11H, 12H y 13H, tienen masasde 1,0078, 2,0140 y 3,01605 unidadesde masa atómica, respectivamente. Lafracción de cada isótopo que es deorigen natural es 0,99985, 1,5 x 10-4 y10 –11. Por lo tanto, el peso atómico delhidrógeno es: (0,99985) 1,0078 + (1,5 x10-4) 2,0140 + 10-11 (3,01605) = 1,0079.

Algunas combinaciones de neutronesy protones no son estables en elnúcleo de un átomo. Estos núcleosinestables se descomponennaturalmente, o “se desintegran”,formando átomos de elementostotalmente diferentes. Esta“desintegración” es una reacciónnuclear (física) que no supone ni unareacción química con el oxígeno niuna actividad biológica normalmenteasociada con la desintegraciónquímica. Los isótopos sometidos a ladesintegración nuclear son calificadosde radioactivos. Cuando un átomo sedesintegra, el átomo libera partículassubatómicas y energía (radioactividad).La radioactividad se usa ampliamentepara la evaluación analítica enlaboratorio de los productos químicosy minerales. Algunos registros deevaluación del pozo usan una fuenteradioactiva o la radiación de fondonatural para identificar y evaluar lasformaciones y los fluidos de lasformaciones.

Los átomos de un elemento formanun enlace con los átomos de otroselementos para formar compuestos, yasea transfiriendo electrones (enlaceiónico) o compartiendo electrones(enlace covalente). El enlace es lacombinación de fuerzas atractivasentre átomos que los hace actuar comoun compuesto o una unidad. Lamanera en que el enlace ocurre trae

El elementomás ligero ymás simple esel hidrógeno...

Cadaelementopuede tenervariasestructurasatómicasllamadasisótopos…

Nombre Fórmula Nombre Común

Nitrato de plata AgNO3 —

Óxido alumínico Al2O3 Alúmina

Sulfato bárico BaSO4 Barita

Carbonato bárico BaCO3 Witherita mineral

Hidróxido bárico Ba(OH)2 —

Hidróxido de calcio Ca(OH)2 Cal hidratada

Sulfato de calcio CaSO4 Anhidrita(anhidro)

Sulfato de calcio CaSO4 • 2H2O Yeso(hidratado)

Carbonato de calcio CaCO3 Caliza, mármol, calcita

Cloruro de calcio CaCl2 —

Óxido de calcio CaO Cal viva, cal caliente

Ácido clorhídrico HCl Ácido muriático

Óxido de H2O Aguahidrógeno

Ácido sulfúrico H2SO4 —

Sulfuro de H2S —hidrógeno

Química Básica


CAPÍTULO

4A

importantes consecuencias para laspropiedades físicas de un compuesto.

Dos o más elementos puedencombinarse para formar uncompuesto. Los elementos de uncompuesto están ligados por suselectrones comunes. Los compuestostienen diferentes propiedades químicasy físicas respecto a los elementos quelos componen. Por ejemplo, tanto elhidrógeno y el oxígeno son gases bajocondiciones estándar, pero cuando secombinan para formar agua, existenen forma de líquido. La Tabla 3enumera el nombre químico, lafórmula y el nombre común de loscompuestos más comunes utilizadosen la industria de fluidos deperforación.

La unidad más pequeña en que sepuede dividir un compuesto es lamolécula, una combinación de átomosfuertemente ligados. Las moléculas secomponen de dos o más átomosenlazados químicamente. Los átomosde una molécula siempre se combinan

según proporciones particulares y conorientaciones específicas. Lasmoléculas no se pueden dividir enunidades más pequeñas y siguenmanteniendo las propiedades químicasexclusivas del compuesto.

Se puede describir la composición deun compuesto mediante una simplefórmula química que usa los símbolosatómicos y los subíndices que indicanel número de cada átomo contenidoen la molécula más simple. Porejemplo, la más pequeña partícula deldióxido de carbono es una moléculacon un átomo de carbono enlazadocon dos átomos de oxígeno y puedeser representada por la fórmulaquímica CO2.

Los grupos de átomos enlazadostambién pueden ser iones (ionespoliatómicos). Por ejemplo, el ionhidroxilo, OH-, es un anión con unacarga 1- neta, o un electrón adicional.El ion amónico, NH4

+, es un catiónpoliatómico con una carga 1+.

Nombre Fórmula Nombre Común

Óxido de magnesio MgO Óxido de magnesio

Hidróxido Mg(OH)2 —de magnesio

Ácido nítrico HNO3 Agua fuerte

Cloruro de potasio KCl Muriato de potasa

Hidróxido de sodio NaOH Soda cáustica

Bicarbonato Bicarbonato de sodio NaHCO3 de sodio

Cloruro de sodio NaCl Sal

Carbonato de sodio Na2CO3 Carbonato de sodio

Sulfato de sodio Na2SO4•10H2O Torta de sal,sal de Glauber

Pirofosfato Na2H2P2O7 SAPPácido de sodio

Tetrafosfato Na6P4O13 Phosde sodio

Dióxido de silicio SiO2 Cuarzo, sílice

Carbonato ZnCO3 —de cinc

Sulfuro de cinc ZnS —

Óxido de cinc ZnO —

Tabla 3: Compuestos comunes.

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Dos o máselementospuedencombinarsepara formaruncompuesto.


4A


La valencia de un elemento o ion es elnúmero de electrones que el elementoo ion puede adquirir, perder ocompartir para convertirse en uncompuesto estable de carga neutra. Elátomo de hidrógeno ha sido tomadocomo referencia y tiene un enlacepositivo, o una valencia de 1+. Lavalencia determina los elementos oiones que se combinarán y laproporción en que se combinarán.

Por ejemplo, un átomo de cloro (Cl)se combina con un átomo dehidrógeno (H, valencia de 1+) paraformar ácido clorhídrico (HCl); por lotanto, el cloro debe tener una valenciade 1-. Un átomo de oxígeno (O) secombina con dos átomos de hidrógenopara formar agua (H2O); por lo tanto eloxígeno tiene una valencia de 2-. Unátomo de sodio (Na) se combina conun átomo de cloro (Cl, valencia de 1-)para formar sal (NaCl); por lo tanto elsodio debe tener una valencia de 1+.Un átomo de calcio (Ca) se combinacon dos átomos de cloro para formarcloruro de calcio (CaCl2); por lo tantoel calcio debe tener una valencia de 2+.Siguiendo este mismo razonamiento, lavalencia de K en KCl también debe serde 1+. Si consideramos el compuestoH2SO4, podemos ver que la valencia delgrupo o ion sulfato (SO4) debe ser de 2-,ya que hay dos átomos de hidrógeno.Se toma el ion sulfato (SO4

2-) comounidad completa. En el caso de la sodacáustica (NaOH), como Na tiene unavalencia de 1+, el ion hidroxilo (OH)debe tener una valencia de 1-. Para elhidróxido de calcio (cal), como elcalcio tiene una valencia de 2+ y el ionhidroxilo una valencia de 1-, entoncesel compuesto Ca(OH)2 debe tener dosiones hidroxilo. Muchos elementos,tales como el hierro, cromo, níquel,

cloro y azufre, pueden tener variasvalencias. La valencia también se llamafrecuentemente “estado de oxidación”(tal como aparece más adelante en laTabla 5). La Tabla 4 proporciona unalista de elementos e iones comunes(grupos), con sus respectivos símbolosy valencias.

Valencia

Elemento Símbolo Valencia

Hidrógeno H 1+

Oxígeno O 2-

Potasio K 1+

Sodio Na 1+

Calcio Ca 2+

Magnesio Mg 2+

Aluminio Al 3+

Cinc Zn 2+

Hierro Fe 3+, 2+

Plata Ag 1+

Carbono C 4+

Fósforo P 5+

Azufre S 2+,4+,6+

Cloro Cl 1-,1+,3+,5+,7+

Ion o Grupo Símbolo Valencia

Hidróxido OH 1-

Óxido O 2-

Carbonato CO3 2-

Bicarbonato HCO3 1-

Sulfato SO4 2-

Sulfito SO3 2-

Sulfuro S 2-

Nitrato NO3 1-

Nitrito NO2 1-

Fosfato PO4 3-

Amonio NH4 1+

Acetato C2H3O2 1-

Formiato CHO2 1-

Tiocianato SCN 1-

Tabla 4: Símbolos comunes y valencia.

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La valenciadeterminalos elementoso iones quesecombinarány laproporciónen que secombinarán.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

Los electrones gravitan alrededor delnúcleo de un átomo en agrupacionesordenadas llamadas capas electrónicas.Cada capa electrónica sólo puedecontener un número máximo específicode electrones. La primera órbita o capaelectrónica no debe contener más dedos electrones, y en general, cada capaelectrónica subsiguiente no puedecontener más de ocho electrones. Cadacapa electrónica subsiguiente tiene unaórbita de mayor diámetro. Las capaselectrónicas completamente llenadasforman estructuras estables (menosreactivas), es decir que tienen tendencia

a no aceptar o ceder electrones. Engeneral, los átomos individuales tieneninicialmente una carga eléctricaequilibrada (con el mismo número deelectrones y protones), pero puedenceder o aceptar electrones para llenar lascapas electrónicas. La órbita exterior esdesignada como la órbita de electronesde valencia (capa de valencia), porquedetermina la valencia que un átomotendrá. La disposición de los elementosllamada “Tabla Periódica” alinea loselementos que tienen el mismo númerode electrones en la “capa de valencia”,en columnas (ver la Tabla 5).

Capa Electrónica

Como lo muestra la Figura 2, el sodioy el cloro forman un compuesto decloruro de sodio cuando el sodiopierde y el cloro adquiere un electrón(llamado enlace iónico) para formarcapas electrónicas exteriores llenas. Elátomo de sodio (número atómico 11)tiene 11 protones y 11 electrones; porlo tanto, los 11 electrones estándispuestos de la siguiente manera: dosen la primera capa, ocho en lasegunda capa y un solo electrón en latercera capa. El electrón único de la“capa de valencia” exterior hace queel sodio esté dispuesto a ceder unelectrón al ser combinado con otrosátomos para formar una estructuraestable con su última capa llena. Si sepierde un electrón (1-), el sodio seconvierte en un ion con una carga ovalencia de 1+.

El átomo de cloro (número atómico17) tiene 17 protones y 17 electrones.Los electrones están dispuestos condos en la primera capa, ocho en lasegunda capa y siete en la terceracapa. Los siete electrones de la “capade valencia” exterior hacen que elcloro esté dispuesto a adquirir unelectrón para llenar su última capa. Sise adquiere un electrón, el cloro seconvierte en un ion con una carga ovalencia de 1-. Por lo tanto, lacombinación de un átomo de sodio y

Enlace Iónico

Átomo de sodio Átomo de cloro

11+ 17+

capa exterior capa exterior de 1 electrón de 7 electrones

Átomos neutros

11+ 17+

Transferencia de un electrón

11+ 17+

+ –

Ion Na+ Ion Cl–Cada átomo tiene 8 electrones en la capa exterior

Compuesto de cloruro de sodio

Enlace iónico

Electróntransferido

Figura 2: Capas electrónicas y enlace iónico.

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La órbitaexterior esdesignadacomo laórbita deelectrones devalencia(capa devalencia)...


4A


1a2a

3b4b

5b6b

7b8

1b2b

3a4a

5a6a

7a0

1+1

H-1

1,00

8

5859

6061

6263

6465

6667

6869

7071

*Lan

táni

dos

CePr

NdPm

SmEu

GdTb

DyHo

ErTm

YbLu

9091

9293

9495

9697

9899

100

101

102

103

**Ac

tínid

osTh

PaU

NpPu

AmCm

BkCf

EsFm

Md

NoLr

20

He 4,00

260

4+2

Be 9,01

218

5+3

B 10,8

1

6+2

C+4 -4

12,0

11

7+1

N+2 +3 +4 +5 -1

14,0

067

-2 -3

17+1

Cl

+5 +735

,453

-1

180

Ar 39,9

48

11+1

Na 22,9

898

12+2

Mg

24,3

05

19+1

K 39,1

02

37+1

Rb 85,4

67

55+1

Cs 132,

9055

87+1

Fr (223

)

88+2

Ra (226

)

89**

+3Ac (2

27)

104

105

56+2

Ba 137,

34

57*

+3La 13

8,90

55

72+4

Hf 178,

49

73+5

Ta 180,

947

74+6

W 183,

85

75+4

Re+6 +7

186,

2

76+3

Os+4

190,

2

77+3

Ir+4

192,

22

78+2

Pt+4

195,

09

79+1

Au+3

196,

9665

80+1

Hg+2

200,

59

81+1

Tl+3

204,

37

82+2

Pb+4

207,

2

83+3

Bi+5

208,

9806

84+2

Po+4

(209

)

85 At (210

)

860

Rn (222

)

38+2

Sr 87,6

2

39+3

Y 88,9

059

40+4

Zr 91,2

2

41+3

Nb+5

92,9

064

42+6

Mo

95,9

4

43+4

Tc+6 +7

98,9

062

44+3

Ru 101,

07

45+3

Rh 102,

9055

46+2

Pd+4

106,

4

47+1

Ag 107,

868

48+2

Cd 112,

40

49+3

In 114,

82

50+2

Sn+4

118,

69

51+3

Sb+5 -3

121,

75

52+4

Te+6 -2

127,

60

53+1

I+5 +7

126,

9045

-1

540

Xe 131,

30

20+2

Ca 40,0

8

21+3

Sc 44,9

559

22+2

Ti+3 +4

47,9

0

23+2

V+3 +4

50,9

41+5

24+2

Cr+3 +6

51,9

96

50+2

Sn+4

118,

69 25+2

Mn

+3 +454

,938

0+7

26+2

Fe+3

55,8

47

27+2

Co+3

58,9

332

28+2

Ni+3

58,7

1

29+1

Cu+2

63,5

46

30+2

Zn 65,3

7

31+3

Ga 69,7

2

32+2

Ge+4

72,5

9

33+3

As+5 -3

74,9

216

34+4

Se+6 -2

78,9

6

35+1

Br+5 -1

79,9

04

360

Kr 83,8

0

13+3

Al 26,9

815

14+2

Si+4 -4

28,0

86

15+3

P+5 -3

30,9

738

16+4

S+6 -2

32,0

6

8-2

O 15,9

994

9-1

F 18,9

984

100

Ne 20,1

7

3+1

Li 6,94

Tabl

a 5:

Tabl

a pe

riódi

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Clav

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mer

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ómic

o

Sím

bolo

Peso

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mic

o

Esta

dos

de o

xida

ción

Grup

o 8

Elem

ento

s de

tran

sici

ón

Química Básica


CAPÍTULO

4A

un átomo de cloro forma elcompuesto estable de cloruro desodio, NaCl. El único electrón devalencia de sodio es transferido delátomo de sodio a la capa exterior delátomo de cloro.

¿Por qué el sodio cede su electrón yel cloro lo acepta? La teoríarelacionada con el comportamientode los átomos supone que cada átomoprocura lograr una capa electrónicaexterior llena con ocho electrones.Para los átomos que tienen uno, dos ytres electrones de valencia es más fácilceder electrones, mientras que paralos átomos que tienen cuatro, cinco,seis y siete electrones de valencia esmás fácil aceptarlos. En el caso delsodio y del cloro, el sodio cede unelectrón, resultando en una carga netade +1, y el cloro acepta un electrón,resultando en una carga neta de 1.Con estos cambios, ninguno de los

átomos es considerado como neutro.El átomo de sodio se ha convertido enun ion con una carga positiva (escritoNa+) y el átomo de cloro se haconvertido en un ion con una carganegativa (escrito Cl-).

La transferencia de electrones y laformación de iones son confirmadaspor el hecho que el NaCl derretido esconductor de electricidad, y cuandose aplica una corriente a la salderretida, metal de sodio se acumulaen el polo negativo de la celda(cátodo) y cloro se acumula en el polopositivo (ánodo). Por lo tanto, el ionsodio es el catión y el ion cloruro es elanión. Al escribir el nombre de uncompuesto, se suele escribir primeroel catión. Como el sodio cede unelectrón, se dice que eselectropositivo, y como cede esteelectrón con facilidad, se dice que esfuertemente electropositivo.

Enlace Covalente

El intercambio de pares de electronespara formar enlaces entre átomos sellama enlace covalente. A diferenciadel cloruro de sodio en el cual seproduce una transferencia deelectrones (enlace iónico), el enlacecovalente es el intercambiosimultáneo de electrones. Tanto elagua como el gas de hidrógeno sonbuenos ejemplos de compuestos conenlaces covalentes (ver la Figura 3).En una molécula de agua, cada unode los dos átomos de hidrógenocomparte un electrón con los seiselectrones de la segunda capaelectrónica del oxígeno, para llenarlacon ocho electrones. Asimismo, cadaátomo de hidrógeno en una moléculade agua comparte uno de los seiselectrones de la segunda capaelectrónica del átomo de oxígeno parallenar su primera capa electrónica condos electrones. Los compuestos queson objeto de un alto nivel deintercambio de electrones tienen altasfuerzas interatómicas y bajas fuerzasintramoleculares. En general, las bajasfuerzas intramoleculares no son

suficientes para mantener unaestructura rígida. Por ese motivo, loscompuestos con enlaces covalentessuelen ser líquidos y gases.Enlace de hidrógeno: Algunoscompuestos covalentes tienen unintercambio incompleto del electrónen el enlace. Esto resulta en cargaspositivas y negativas parciales en losátomos dispuestos de una manera quepolariza la molécula. Por ejemplo, enel agua (H2O), los dos átomos dehidrógeno permanecen parcialmentepositivos y el átomo de oxígenopermanece parcialmente negativo. Lascargas negativas del oxígeno dominanun lado de la molécula, mientras quelas cargas positivas de los átomos dehidrógeno dominan el otro lado,formando una molécula polar (ver laFigura 4). Los átomos de hidrógenode las moléculas de agua son atraídospor los átomos de oxígeno de otrasmoléculas de agua cercanas. Estaatracción entre el polo positivo dehidrógeno de una molécula y el polonegativo de oxígeno de otra moléculase llama enlace de hidrógeno. Se

Para losátomos quetienen uno,dos y treselectrones devalencia esmás fácilcederelectrones…

…el enlacecovalente eselintercambiosimultáneode electrones.

Agua:2 átomos de hidrógeno Átomo de oxígeno Se combinan para formar Agua (H2O)

Enlace covalente

Intercambio de electrones

Enlace covalente

Intercambio deelectrones

Capa electrónicaexterior con 1

electrón

Capa electrónica exterior con 6 electrones

Gas de hidrógeno:2 átomos de hidrógeno Se combinan para formar Gas de hidrógeno (H2)

Cada átomo tiene una capaelectrónica llena

1+ 1+

1+1+

1+ 1+ 1+ 1+

8+ 8+

Figura 3: Enlace covalente de agua y gas de hidrógeno.


4A


estima que las fuerzas de enlace dehidrógeno sólo constituyen undécimo a un treintavo de las fuerzasdel enlace covalente. Estos enlacesdébiles alternan fácilmente entre lasmoléculas y cambian de asociación, esdecir, formando y rompiendo enlacesentre las moléculas cercanas.

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es ungas, aunque se trate de una moléculamás pesada que el agua (H2O), porquela distribución de la carga no es polar.Los dos átomos de hidrógeno sólotienen una carga positiva débil y elazufre sólo es débilmente negativo,formando una estructura equilibrada.La ausencia de una estructura polarfuerte permite que las moléculasindividuales se difundan en un gasbajo las condiciones estándar.

La polaridad del agua explicaalgunos de los fenómenos observadosen los fluidos de perforación. Lasarcillas y las lutitas son estructurascomplejas, fuertemente cargadas. Laatracción entre las cargas de lamolécula de agua y los sitios de cargade las laminillas de arcilla resulta en la

Figura 4: Molécula polar y enlace de hidrógeno en el agua.

Molécula de agua (H2O)

Orientación de la carga polar

Carga positiva en ellado del hidrógeno

Carga negativa en ellado del oxígeno

H+

H+

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H+

H+

O2–

O2–

O2–

O2–

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O2–

Atracción entre el lado dehidrógeno positivo y el lado de oxígeno negativo

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La polaridaddel aguaexplicaalgunos de losfenómenosobservados enlos fluidos deperforación.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

hidratación de la arcilla. Las arcillastienen una fuerte carga negativa en sugran superficie planar y cargaspositivas a lo largo de sus bordes finos.El lado de hidrógeno positivo de lamolécula de agua es atraído por lagran superficie negativa de la arcilla yformará un enlace de hidrógeno conésta. Esta adsorción de agua puedetener un espesor de varias capas,esparciendo e hinchando las capasadyacentes de arcilla (ver la Figura 5).El intercambio catiónico (intercambiode cationes con enlaces iónicos)dentro de una arcilla puede desplazarel agua de hidratación y flocular laspartículas de arcilla, porque susenlaces son más fuertes que losenlaces débiles de hidrógeno del agua.

Muchos compuestos contienenenlaces covalentes y enlaces iónicos.El carbonato de sodio (Na2CO3) es unejemplo de un compuesto quecontiene enlaces covalentes y enlacesiónicos. Los enlaces entre el carbono yel oxígeno en el grupo de carbonato(CO3

2-) son covalentes (intercambio deelectrones), mientras que los enlacesentre el ion sodio (Na+) y el grupo decarbonato son iónicos (transferenciade electrones). Cuando el carbonatode sodio se disuelve, el sodio se disociadel grupo de carbonato, mientras queel carbono y el oxígeno del grupo decarbonato siguen funcionando comouna sola unidad. El enlace iónico estan fuerte como el enlace covalente, yambos son mucho más fuertes que elenlace de hidrógeno.

OSi

O

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O

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H

H

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H

H

+

–O

O–

+

Agua conenlace dehidrógeno

Capa de sílice

Capa dealúmina

Capa de sílice

Agua conenlace dehidrógeno

Figura 5: Hidratación de la arcilla por el agua a través del enlace de hidrógeno.

Compuestos

Un compuesto es una substanciacompuesta por elementos enproporciones definidas. La sal comúnes un compuesto iónico; se puededescomponer en los elementos sodio(Na) y cloro (Cl). Las siguientes reglasaplican a todos los compuestos:

• La composición de un compuestosiempre es la misma; es definida yprecisa.

• Los elementos pierden su identidad(sus propiedades exclusivas) cuandoson combinados para formar uncompuesto.

• Un compuesto es homogéneo.

El enlaceiónico es tanfuerte comoel enlacecovalente, yambos sonmucho másfuertes que elenlace dehidrógeno.

Arc

illa


4A


Como un compuesto específico siemprecontiene los mismos elementoscombinados precisamente según lamisma proporción, su composiciónpuede ser representada por unafórmula. La fórmula de un compuestorepresenta una molécula delcompuesto.

Los átomos y compuestos químicosno forman ni reaccionan con una solamolécula a la vez. En cambio,millones de moléculas y átomos estánreaccionando simultáneamente.Debido a su pequeño tamaño, esimposible contar el número deátomos involucrados en las reaccionesquímicas. Se usa el peso para medir lacantidad de productos químicosinvolucrados en las reaccionesquímicas. Como un átomo de sodiopesa 22,99 amu y un átomo de cloropesa 35,45 amu, entonces en base a laproporción, los átomos en 22,99 g desodio deberían combinarse con elnúmero exacto de átomos en 35,45 gde cloro para formar la sal. Esteprincipio de proporción es eficaz concualquier unidad de medida – gramos,libras, kg, toneladas, etc. – pero elgramo es la unidad de medida que seusa más comúnmente. Cuando estáexpresado en gramos, el peso atómicocorresponde a 6,023 x 1023 átomos.Esta cantidad es el peso molecular deun “átomo-gramo” o “mol”.

Un mol es una unidad de medidacuantitativa que contiene el númeroexacto de átomos, moléculas ounidades de fórmula que tienen unamasa en gramos igual al pesoatómico, molecular o de fórmula. Unmol de un elemento contiene elmismo número de unidades químicas(átomos, moléculas o unidades) que lacantidad exacta de 12 g de carbono12, o el número de Avogadro; 6,023 x1023 de unidades químicas. Un usocomún del mol es el peso de fórmulaexpresado en gramos. Para NaCl (sal),el peso de fórmula es 58,44, por lotanto un mol de cloruro de sodio seríade 58,44 g.

El número de átomos de unelemento en la fórmula de uncompuesto es igual al número demoles de ese elemento que sonnecesarios para constituir un mol delcompuesto. En el agua, dos moles dehidrógeno reaccionan con un mol deoxígeno para formar un mol de agua.En base al peso, el hidrógeno (pesoatómico de 1,01) se combina con eloxígeno (peso atómico de 16,00)según la proporción de 2,02 g dehidrógeno a 16,00 g de oxígeno; esdecir, una proporción de dos moles dehidrógeno a un mol de oxígeno. Porlo tanto, la fórmula es H2O.

El carbono (peso atómico de 12,01)se combina con el oxígeno según laproporción de 12,01 g de carbono a32,00 g de oxígeno, para formardióxido de carbono. Por lo tanto, lafórmula es CO2. El subíndice 2 serefiere solamente al oxígeno, ysignifica que hay dos átomos deoxígeno en cada molécula. Quedaentendido que los átomos de unafórmula en la cual no se especificaningún subíndice, tienen unsubíndice de 1.

La suma de los pesos atómicos delos átomos de una fórmula química sellama peso de fórmula. Si la fórmulaquímica de una substancia es lafórmula molecular, el peso de fórmulatambién es el peso molecular. Por lotanto, el peso de fórmula de NaCl es58,44. Este valor se obtiene sumandoel peso atómico del sodio (22,99) conel peso atómico del cloro (35,45).

Un compuesto específico siemprecontiene los mismos elementoscombinados precisamente según lamisma proporción en peso, y lacomposición es representada por lafórmula más simple que describe elcompuesto. CaCl2, Fe2O3 y BaSO4 sonejemplos de fórmulas de compuestos.

Fórmulas

La fórmulade uncompuestorepresentauna moléculadelcompuesto.

La suma delos pesosatómicos delos átomos deuna fórmulaquímica sellama peso defórmula.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

La razón por la que los compuestoscontienen proporciones fijas deelementos es que los átomos reaccionancon otros átomos de conformidad consu valencia. Como se indicópreviamente, los átomos reaccionan deconformidad con estas proporciones, enbase a los pesos fijos de cada átomoinvolucrado. La determinación de los

pesos se llama “estequiometría”. Laestequiometría trata sobre lascantidades y proporciones exactas de lassubstancias que reaccionan. Los cálculosestequiométricos permiten determinarel peso y la proporción exacta de losproductos químicos que reaccionarán,de manera que se pueda lograr elresultado deseado.

Estequiometría – Reacciones Estequiométricas

Peso Equivalente

En muchos casos, las pruebas y lasreacciones químicas son realizadas conmateriales desconocidos. Como noconocemos la composición exacta,mucha veces resulta práctico expresarlos resultados en términos de“equivalentes” de un compuestoestándar, en vez de moles. Por ejemplo,en la ingeniería de lodo, valoramos elfiltrado de lodo base agua para medir la“dureza total” y expresamos el resultadocomo si se tratara exclusivamente decalcio. En realidad, esta valoración de ladureza total mide tanto el magnesiocomo el calcio, de manera queexpresamos la dureza total en“equivalentes” de calcio.

El peso equivalente está definidocomo el peso de fórmula de unelemento, compuesto o ion divididopor el número de veces que estáinvolucrado en una reacción específica.Como ejemplo, para los ácidos, elnúmero de átomos de hidrógeno en lafórmula química determina el pesoequivalente. Los ácidos reaccionancediendo protones (iones hidrógeno).Suponiendo que se usa ácido sulfúrico(H2SO4, peso de fórmula de 98) parareducir el pH. La reacción puedeescribirse de la siguiente manera:

H2SO4 + 2OH– → 2H2O + SO42–

Un mol de H2SO4 reacciona con dosmoles de OH-. Desde este punto devista, 1⁄2 mol de ácido sulfúrico esequivalente a un mol de hidroxilo.Para quitar solamente un mol de OH-,se necesita solamente 1⁄2 mol deH2SO4. En base al peso de fórmula,esto corresponde a 98 ÷ 2 ó 49 g. Porlo tanto, el peso equivalente de H2SO4es 49 g. Para consumir la mismacantidad de OH- usando ácidoclorhídrico (HCl, peso de fórmula de36,5) que sólo tiene un átomo dehidrógeno, la reacción se escribiría dela siguiente manera:

HCl + OH– → H2O + Cl–

Como un mol de HCl reacciona conun solo mol de OH-, el pesoequivalente del ácido clorhídrico es supeso de fórmula, 36,5 g. Mediante estemétodo de peso equivalente, 49 g deH2SO4 es equivalente a 36,5 g de HCl.Usando este principio, si una pruebapiloto realizada en el laboratoriodemuestra que se requiere 36,5 lb/bblde HCl para neutralizar un fluido dealto pH, y el equipo de perforaciónsólo tiene H2SO4 disponible, entoncesel fluido también podría serneutralizado con 49 lb/bbl de H2SO4.

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Laestequiometríatrata sobre lascantidades yproporcionesexactas de lassubstanciasquereaccionan.


4A


Una de las primeras etapas incluidasen la determinación de las reaccionesestequiométricas es balancear laecuación química. Las ecuacionesquímicas siempre deben mantener elmismo número de cada átomo enambos lados de la ecuación. Si todoslos reactivos y productos sonconocidos, la mejor manera deproceder consiste en seleccionar unelemento de valencia conocida ybalancear toda la ecuación basándoseen este elemento. Muchos elementospueden tener más de una valencia, locual complica el proceso. Si estápresente, el oxígeno debería ser usadopara balancear la ecuación. La flechao flechas indican las reacciones otransformaciones químicas y deberíanser consideradas como un signo deigual (=) usado en matemática.Consideremos la siguiente ecuacióndesbalanceada que describe lareacción entre el hierro (Fe3+) y eloxígeno (O2-), produciendo óxido dehierro:

Fe3+ + O22– → Fe2

3+O32–

Esta ecuación no está balanceada enlo que se refiere al número de átomoso cargas de valencia. Comenzandocon el oxígeno, la ecuación no estábalanceada porque hay dos átomos deoxígeno en el lado izquierdo y tres enel lado derecho. Primero, balancear elnúmero de átomos de oxígeno, luegolos átomos de hierro. Las cargas devalencia también estándesbalanceadas, con cuatro cargasnegativas (2 x 2-) a la izquierda y seiscargas negativas (3 x 2-) a la derecha.Si se usa un 2 delante del óxido dehierro y un 3 delante del oxígeno, laecuación se convierte en:

Fe3+ + 3O22– → 2Fe2

3+O32–

Ahora, el número de átomos deoxígeno y las cargas negativas estánbalanceados.

Sin embargo, el hierro debe serbalanceado. Como resultado delbalance de los átomos de oxígeno,ahora hay un átomo de hierro a laizquierda y cuatro átomos de hierro (2x 2) [con 12 cargas positivas, 2 x 2 x3+] a la derecha. Para balanceartotalmente la ecuación, debe habercuatro átomos de hierro con 12 cargaspositivas a la izquierda. Si se colocaun 4 delante del hierro, la ecuaciónqueda balanceada:

4Fe3+ + 3O22– → 2Fe2

3+O32–

Desde el punto de vistaestequiométrico, cuatro moles dehierro se combinan con tres moles deoxígeno para producir dos moles deóxido de hierro.

Consideremos el siguiente problema:Usando la reacción anterior, ¿cuántosgramos de oxígeno serían necesariospara reaccionar con 140 g de hierro afin de producir óxido de hierro?

4Fe + 3O2 → 2Fe2O3

4 moles de hierro + 3 moles deoxígeno → 2 moles de óxido de hierro

peso atómico de Fe = 55,85,por lo tanto 4 moles de Fe = 4 x

55,85 = 223,4 gpeso atómico de O ≈ 16,por lo tanto 3 moles de O2 = 3 x 2 x

16 = 96 gComo se usa solamente 140 g de

hierro (no 223,4), la proporción de 140dividido por 223,4 puede sermultiplicada por los 96 g de oxígenopara determinar la cantidad de oxígenonecesaria para reaccionar con 140 g dehierro.

Oxígeno requerido =140 g Fe

223,4 g Fe x 96 g O2 =60,2 g O2

Por lo tanto, se requiere 60,2 g deoxígeno para reaccionar con 140 g dehierro a fin de producir óxido dehierro.

Balancear una Ecuación

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Lasecuacionesquímicassiempredebenmantener elmismonúmero decada átomo...

Química Básica


CAPÍTULO

4A

SOLUCIONES

Si se añade azúcar al agua, ésta sedisuelve, formando una solución deazúcar en agua. La solución eshomogénea cuando no se puedeobservar ninguna partícula de azúcar.El azúcar constituye el soluto; es decirla substancia que se disuelve. El aguaconstituye el solvente; es decir lasubstancia que efectúa la disolución.Pequeñas adiciones de azúcar sedisolverán hasta llegar a un punto enque la solución no es capaz dedisolver cantidades adicionales deazúcar. Esto será indicado por elhecho que los cristales añadidos seacumulan al fondo del vaso sindisolverse, aunque el contenido delvaso se agitara bien. Cuando unasolución ha disuelto todo el solutoque es capaz de disolverse a unatemperatura determinada, se dice quela solución está saturada, y dichacantidad de soluto constituye susolubilidad.

EFECTOS DEL ENLACE

La solubilidad de los compuestos ensolventes polares, como el agua, puedeser generalmente explicada por susenlaces. Los compuestos covalentespolares, como el CO2, songeneralmente solubles en agua.Cuando su atracción a los enlaces dehidrógeno del agua es más fuerte quesu atracción a las cargas de otrasmoléculas del compuesto, lasmoléculas del compuesto se dispersanen la solución. Los compuestoscovalentes no polares, tales como elmetano (CH4), son generalmenteinsolubles en el agua y otros solventespolares, pero suelen ser dispersibles ensolventes no polares, tales como elaceite diesel. Al disolverse, loscompuestos no iónicos estánmolecularmente dispersos, pero noionizados.

Muchos compuestos iónicos sonsolubles en el agua. Si las fuerzas deatracción entre las moléculas del aguay los iones son mayores que lasfuerzas que mantienen los iones en

sus cristales, los iones atraerán una“capa” de moléculas de agua y sesoltarán de su red cristalina, de lamanera ilustrada para el cloruro desodio (ver la Figura 6).

Las sales (compuestos) con cationesmonovalentes (sodio (1+) encarbonato de sodio, Na2CO3) oaniones monovalentes (cloro (1-) encloruro de calcio, CaCl2) songeneralmente solubles en el agua. Lassales de cationes multivalentescombinados con anionesmultivalentes (calcio (2+) y sulfato (2-)[en el yeso CaSO4, por ejemplo]) songeneralmente insolubles o

Solubilidad

H+ H+

H+

H+

H+

H+

H+H+

H+

H+

H+

H+

H+

H+

H+

H+

H+H+

H+

H+

H+

H+ O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

O2–

Na+

Cl–

El ion sodio es compacto con enlaces relativamente fuertes con elagua.

El ion cloruro es más grande con enlaces más débiles con el agua.

Figura 6: Ionización del cloruro de sodio en el agua.

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Muchoscompuestosiónicos sonsolubles en elagua.


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moderadamente solubles. Las fuerzasque mantienen unidos a los iones enlas sales de cationes multivalentes yaniones multivalentes sonconsiderablemente más grandes quelas fuerzas que mantienen unidos a losiones en las sales de cationesmonovalentes o anionesmonovalentes.

Los compuestos de enlace iónico sedisuelven o solubilizan en iones,mientras que los compuestos deenlace covalente son solubles comomoléculas. Las salmueras sonsoluciones con una alta concentraciónde sales solubles y son más viscosasque el agua dulce, porque las salesdisueltas reducen el agua libre al atraergrandes capas de agua alrededor deellas, lo cual restringe el movimientolibre del agua. Los compuestos iónicosson generalmente insolubles en lossolventes no polares tales como elaceite diesel.

CUANTIFICACIÓN DE LA SOLUBILIDAD

La cantidad de soluto que se disolveráen una cantidad de solvente paraproducir una solución saturada sellama la solubilidad del soluto en elsolvente. La solubilidad de un sólido,líquido o gas en un líquido estágeneralmente expresada en unidadesde gramos de soluto por 100 g deagua. La Tabla 6 enumera el grado desolubilidad de varios compuestoscomunes utilizados en los fluidos deperforación.

FACTORES QUE AFECTAN A LASOLUBILIDAD

• Temperatura• pH (ácido o básico)• Ambiente iónico (salinidad)• Presión

1. Temperatura. La solubilidadaumenta a medida que la temperaturaaumenta para la mayoría de lossólidos y líquidos. La solubilidad delos gases suele disminuir a medida quela temperatura aumenta.

2. pH. El pH es una medida delcarácter ácido o básico relativo de unasolución (descrito detalladamente másadelante). La solubilidad de muchosproductos químicos depende del pH.Algunos productos químicos, talescomo las sales multivalentes dehidróxido y carbonato, son mássolubles en condiciones ácidas. Otrosproductos químicos sólo son solublesen un rango de pH neutro, mientrasque otros (ácidos orgánicos tales comola lignito y el lignosulfonato) son mássolubles a medida que el pH aumentahasta > 9,5. Los iones calcio y magnesioson solubles a un pH ácido a neutro,pero son menos solubles cuando el pHes alto, de la manera indicada para elcalcio en la Figura 7. A medida queaumentan con el pH, los ioneshidróxido reaccionan con el calcio y elmagnesio para precipitar hidróxido decalcio e hidróxido de magnesio.

Otros compuestos, tales como losiones carbonato y sulfuro, cambian deespecie cuando el pH aumenta. Porejemplo, el CO2, un gas, reacciona conel agua para convertirse en ácidocarbónico a un pH bajo. Reaccionarácon el hidróxido para formar ionesbicarbonatos a un rango de pH neutro,y finalmente iones carbonato a un pHalto (ver la Figura 8).

La solubilidad de muchos productosquímicos del lodo depende del pH de lasolución. Por ejemplo, el lignito y ellignosulfonato no sólo son más solublesa un pH mayor de 9,5, pero productoscomo DUO-VIS®‚ (goma xantana) sonmás eficaces en el rango de 7 a 11 pH.Otros aditivos son sensibles a un pHalto. Productos como POLY-PLUS®‚ (PHPA)se hidrolizan y se vuelven menoseficaces a un pH alto (>10,5). La

Loscompuestosenlazados poriones sedisuelven osolubilizan eniones...

Los fluidos deperforaciónbase aguasongeneralmentemantenidosdentro delrango de 8 a12 pH…

Solubilidad(g por100 g

Compuesto Nombre Común agua)NaOH Soda cáustica 119CaCl2 Cloruro de calcio 47,5NaCl Cloruro de sodio

(sal de cocina) 36KCl Cloruro de potasio 34,7Na2CO3 Carbonato de sodio 21,5NaHCO3 Bicarbonato de sodio 9,6CaSO4 Anhidrita 0,290Ca(OH)2 Cal 0,185MgCO3 Carbonato de magnesio 0,129CaCO3 Caliza 0,0014Mg(OH)2 Leche de magnesio 0,0009BaSO4 Barita 0,0002ZnO Óxido de cinc 0,00016

Tabla 6: Solubilidad de productos químicos comunes.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

mayoría de los productos individualesdel lodo tienen un rango de pH óptimopara maximizar el rendimiento. Losfluidos de perforación base agua songeneralmente mantenidos dentro delrango de 8 a 12 pH para mejorar lasolubilidad y el rendimiento de losproductos químicos, así como porrazones de anticorrosión y otras razonesde seguridad. Los ingenieros de lododeberían familiarizarse con estos rangosy mantener el sistema del fluido deperforación dentro del rango de pHóptimo.

3. Ambiente iónico (salinidad). Laconcentración de cloruros, o salinidad,es especialmente importante para laingeniería de lodos. El aumento de lasalinidad aumenta generalmente lasolubilidad de las otras sales y aditivos,y afectará las reacciones químicas talescomo la precipitación. Por ejemplo, elsulfato de calcio (yeso y anhidrita)alcanza su mayor solubilidad en unasolución de sal de 15%, donde escuatro veces más soluble que en elagua dulce.

Esta tendencia disminuye a medidaque la salinidad se acerca al punto desaturación. La cal (hidróxido de calcio)también es más soluble en solucionesde salinidad moderada. Incluso lospolímeros, los cuales son sensibles a laprecipitación por cationes divalentes yotras condiciones, son más estables enambientes salinos. El ambiente iónicodel solvente tiene un gran impacto

sobre las reacciones químicas que seproducirán y la estabilidad de variosproductos.

4. Presión. El aumento de la presiónaumenta la solubilidad de un gas enun líquido, pero no tieneprácticamente ningún efecto sobre lasolubilidad de los líquidos y sólidos.Esta mayor solubilidad del gas esparticularmente importante en lo quese refiere al ambiente químico en elfondo del pozo, donde los gases quehan entrado están sometidos a altaspresiones y pueden ser solubilizados.

La importancia de la solubilidadrelativa de los productos químicos esque, en la solución, el compuesto quetiene la más baja solubilidad será elprimero en precipitarse. Por ejemplo,si se mezcla cloruro de calcio (altasolubilidad) en agua, el cloruro decalcio se ionizaría en iones calcio ycloruro. Luego, si se añade carbonatode sodio (moderadamente soluble),ésta se ionizaría en iones sodio ycarbonato, y el carbonato de calcio(baja solubilidad) se precipitaríainmediatamente debido a la reacciónentre los iones solubles de calcio y losiones solubles de carbonato. Lasolubilidad relativa puede ser usadapara determinar el producto químicoque debe ser añadido para eliminar aun producto químico no deseado. Losdemás iones presentes en el solventeafectan la solubilidad.

1.000900800700600500400300200100

00 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

Soda cáustica (lb/bbl)

Cal

cio

del

filt

rado

(m

g/l)

Figura 7: Reducción de la solubilidad del calcio amedida que el pH aumenta.

100

80

60

40

20

0

CO2 CO32-

HCO3-

HCO3- HCO3

-

El aumento de lasalinidad desplazalas curvas hacia la

izquierdaPorc

enta

je

0 2 4 6 8 10 12 14pH

Figura 8: Balance carbonato-bicarbonato.

Ca(OH)2 añadido a lassoluciones de NaOH a 68°F

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…en lasolución, elcompuestoque tiene lamás bajasolubilidadserá elprimero enprecipitarse.


4A


pHEl valor de pH se usa para describir laacidez o basicidad de las soluciones.El valor de pH se define como ellogaritmo negativo de laconcentración de iones hidrógeno.Bajos valores de pH corresponden auna acidez creciente y altos valores depH corresponden a una alta basicidad.Un cambio de una unidad de pHcorresponde a un aumento de diezveces la concentración de ioneshidrógeno.

El agua es un electrolito débil queexiste en la naturaleza comomoléculas de H2O. Puede ionizarsepara formar iones hidronio (H3O+) ehidroxilo (OH-). La ionización delagua es estadísticamente rara, vistoque sólo una molécula en 556millones se ioniza. El agua está enequilibrio con los iones mencionadosanteriormente, de conformidad con lasiguiente ecuación:

2H2O H3O+ (aq) + OH– (aq)El símbolo (aq) indica que los iones

están disueltos en el agua, formandouna solución acuosa. Como el aguareacciona consigo misma paraionizarse, el proceso se llamaautoionización. Este equilibrio con losiones hidronio e hidróxido sirve debase para la clasificación de los ácidos ylas bases. Los ácidos son substanciasque adquieren iones hidrógeno (H+) aldisolverse en el agua, aumentando laconcentración de hidronio [H3O+]. Laconcentración para diferentes ionesestá indicada por el producto químicomostrado entre corchetes, tal como[H+], para la concentración de ioneshidrógeno.

La expresión de equilibrio para elproceso de autoionización es lasiguiente:

Kw = [H+] [OH–]Este tipo de expresión de equilibrio se

usa frecuentemente para describir lascondiciones de equilibrio de lasespecies químicas relacionadas. A laconstante de equilibrio se le atribuye el

símbolo Kw, donde el subíndice (w) serefiere al agua. A 25ºC, Kw = 1,0 x 10-14,Kw depende de la temperatura(aumenta Kw) y de la concentracióniónica de la solución (salinidad).

Kw, el producto de [H+] y [OH-],permanece constante, siempre que latemperatura sea constante. En unasolución neutra, la concentración dehidrógeno [H+] es igual a laconcentración de hidróxido [OH-]; porlo tanto, cada uno tendría unaconcentración de 1,0 x 10-7, y lasolución tendría un pH 7,0.

Si [H+] aumenta, [OH-] disminuye y lasolución se vuelve más ácida.Asimismo, si [OH-] aumenta, [H+] debedisminuir y la solución se vuelve másbásica.

Los iones H+ (aq) y OH- (aq) siempreestán presentes en las solucionesacuosas que están en equilibrio con elsolvente. Los iones H+ (aq) y OH- (aq)pueden reaccionar con otros iones,afectando a las concentraciones deotros iones en la solución. Por estemotivo, se hacen referencias a lasconcentraciones de H+ (aq) y OH- (aq).Para facilitar esta referencia, lostérminos pH y pOH se definen como:

pH = - log [H+] pOH = - log [OH–]Una relación práctica entre el pH y

el pOH puede ser determinadatomando el logaritmo negativo(indicado por una p) de Kw,resultando en:

pKw = -log Kw = -log [H+] -log [OH–]Usando las definiciones anteriores de

pH y pOH, podemos determinar que, a25ºC:

pKw = pH + pOH como Kw = l,0 x 10 –14, entonces

pKw = - log Kw = 14, cual resulta enpH + pOH = 14

Esta relación de ácidos y bases convalores para pH y [H+] más pOH y[OH-], está ilustrada en la Figura 9.

Nótese que los valores bajos de pHcorresponden a los ácidos y los valoresbajos de pOH corresponden a las

El valor depH se usaparadescribir laacidez obasicidad delassoluciones.

El símbolo(aq) indicaque los ionesestándisueltos enel agua,formandouna soluciónacuosa.

pH y Alcalinidad

Química Básica


CAPÍTULO

4A

soluciones básicas. Un cambio de unaunidad de pH o pOH corresponde a uncambio diez veces más grande de laconcentración molar. Una solución quetiene un pH 2 no es el doble de ácidaque una solución que tiene un pH 4; es100 veces más ácida que una solucióncon un pH 4.

Recordar que el valor de Kw cambiacon la temperatura y la concentracióniónica (salinidad), de manera que esposible que los valores de pH medidoscon una sonda electrónica de pH nosean válidos, a menos que elinstrumento (medidor o sonda) y lamedida sean compensados en base a latemperatura del líquido y la salinidaddel fluido. Las medidas de pH ensoluciones de alta salinidad puedenrequerir el uso de una sonda de pHespecial “compensada por la sal”.

Como se mencionó previamenterespecto a las sales, cuando NaCl (unasal neutra formada por la combinaciónde un ácido fuerte y una base fuerte) sedisuelve en agua, los iones Na+ no secombinan con los iones OH- (parareducir el pH), porque NaOH es unabase fuerte. Asimismo, los iones Cl- nose combinan con los iones H+ (paraaumentar el pH), porque HCl es unácido fuerte. Como resultado, ni losiones H+ ni los iones OH- son eliminadosde la solución, y el pH sigue siendo

neutro. De nuevo, si la sal contiene elcatión de una base fuerte y el anión deun ácido fuerte, la solución seguirásiendo neutra. Sin embargo, si la salcontiene el catión de una base fuerte yel anión de un ácido débil, su soluciónserá básica (aumentando el pH), talcomo ocurre con Na2CO3 (carbonato desodio). En cambio, si la sal contiene elcatión de una base débil y el anión deun ácido fuerte, su solución será ácida(reduciendo el pH). Naturalmente, si seañade un ácido, el pH disminuirá,mientras que si se añade una base a lasolución neutra, el pH aumentará.

ALCALINIDAD

Las valoraciones de alcalinidaddeterminan las concentraciones deOH-, HCO3

- y CO32- midiendo la

cantidad de ácido requerida parareducir el pH. Los boratos, silicatos,fosfatos, sulfatos y ácidos orgánicos(como el lignito) también puedenentrar en la valoración y/o loscálculos del tratamiento, en base a losvalores de alcalinidad. La alcalinidades la potencia de combinación de unabase, medida por la cantidad de ácidoque puede reaccionar para formar unasal. En la ingeniería de lodos, laalcalinidad de fenolftaleína (P) esindicada por el número de milímetrosde H2SO4 0,02 N (lodos base agua)requeridos para valorar un milímetrode filtrado (Pf) o lodo (Pm),reduciendo el pH hasta 8,3. Laalcalinidad de filtrado de anaranjadode metilo (Mf) mide el ácidorequerido para reducir el pH hasta4,3.

La alcalinidad no es lo mismo queel pH, aunque sus valores tiendangeneralmente a seguir la mismadirección. Una base fuerte, tal comola Soda Cáustica, añadida al agua purailustraría esta correlación entre losvalores de valoración de alcalinidad yel pH, como lo indica la Tabla 7; sinembargo, debido a la presencia deHCO3

-, CO32- – así como calcio y

magnesio – en las aguas y los fluidosde perforación del campo petrolífero,no se debería realizar ningunacorrelación.

Figura 9: escala de pH, ácidos y bases.

0

1

2

3

4

5

6

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10–14

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10–10

10–9

10–8

10–7

10–6

10–5

10–4

10–3

10–2

10–1

1

Ácidos

Neutro

Bases

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13

12

11

10

9

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7

6

5

4

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2

1

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pH [H+] [OH–] pOH

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Laalcalinidadno es lomismo que elpH…


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Esta tabla ilustra la manera en quebajas concentraciones de soda cáustica(NaOH) en agua pura causan valores depH y alcalinidades del filtradorelativamente altos. Para observar elefecto de un ambiente iónico máscomplejo, comparar la mayor cantidadde soda cáustica requerida paraaumentar el pH en agua salada, de lamanera indicada más adelante en laFigura 10.

Las medidas de alcalinidad (Pf, Mf yotros valores) son usadas para calcularlas concentraciones de hidroxilo,bicarbonato y carbonato, tales como sedescriben en API 13B-1, Sección 8, Tabla8.1, y en el capítulo sobre Pruebas.Como el valor de Mf puede ser unaindicación poco confiable de lacontaminación de bicarbonato si seusan ácidos orgánicos o sales orgánicas(como el lignito o el acetato), otroprocedimiento usa una medida de pH yel valor de Pf para calcular laconcentración de carbonato ybicarbonato. Estos cálculos ayudan amonitorear y determinar lacontaminación de dióxido de carbono,bicarbonato y carbonato. Además, estosvalores le proporcionan al ingeniero delodos un entendimiento más exhaustivodel ambiente iónico y amortiguador delsistema de lodo, más allá de lo que sepuede aprender solamente de un valorde pH.

Tabla 7: Relación entre el pH y la alcalinidad para elagua pura.

NaOH Pf OH–

pH (lb/bbl) (cc 0,02N H2SO4) (ppm)

7 0,0000014 0,000005 0,0017

8 0,000014 0,00005 0,017

9 0,00014 0,0005 0,17

10 0,0014 0,005 1,7

11 0,014 0,05 17

12 0,14 0,5 170

13 1,4 5 1.700

14 14 50 17.000

Los ácidos se pueden describir comosubstancias que tienen un sabor agrio,producen efervescencia al entrar encontacto con carbonatos, cambian arojo el color azul de tornasol yreaccionan con bases, álcalis y ciertosmetales para formar sales. Todos losácidos contienen hidrógeno. Los ácidosson calificados de “fuertes” o “débiles”,según la concentración de ioneshidrógeno (H+) resultante de laionización.

Las bases pueden ser descritas comosubstancias que tienen un saboramargo, una textura “resbaladiza” ensolución, la capacidad de cambiar aazul el papel de tornasol rojo, y lacapacidad de reaccionar con ácidospara formar sales. Las bases noproducen ninguna efervescencia alentrar en contacto con carbonatos. Losácidos reaccionan con las bases paraformar sales. Una base es calificada defuerte o débil según la cantidad de lamolécula que se disocia en ioneshidroxilo (OH-) en la solución.

Tanto los ácidos como las basespueden ser fuertes o débiles, según loselementos contenidos en el compuestoy su valencia.

Las sales son simplementecombinaciones del anión (ionnegativo) de un ácido y el catión (ionpositivo) de una base. Una sal puedeser neutra o tener una tendencia haciala acidez o hacia la basicidad, según lasfuerzas relativas de los iones o gruposrespectivos. Como se mencionóanteriormente, la combinación de unácido débil con una base fuerte formauna sal alcalina, mientras que lacombinación de un ácido fuerte conuna base débil forma una sal ácida, y lacombinación de un ácido fuerte conuna base fuerte forma una sal neutra.La Tabla 8 enumera los ácidos, las basesy las sales más comunes que se usan enlos fluidos de perforación.

Ácidos, Bases y Sales

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Todos losácidoscontienenhidrógeno.

Química Básica


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SOLUCIONES AMORTIGUADORAS

Ciertas soluciones, llamadassoluciones amortiguadoras, resisten agrandes cambios de pH cuando seañade una base o un ácido a unasolución. Muchos líquidos yproductos químicos de tratamientodel lodo usados en el campopetrolífero son solucionesamortiguadoras.

Las soluciones amortiguadoras secomponen generalmente de un ácidodébil y una sal que contienen elmismo anión, o una base débil y unasal que contienen el mismo catión. Laacción amortiguadora de unasolución que se compone de un ácidodébil más una sal del mismo ácidoocurre porque: (1) la base añadidareacciona con el ácido débil paraformar una mayor cantidad del ioncomún, y (2) el ácido añadidoreacciona con el ion común paraproducir el ácido débil. Un ejemplode un ácido débil es el ácidocarbónico (H2CO3). Un ejemplo deuna base débil es el hidróxidoamónico (NH4OH). Si se añade unapequeña cantidad de ácido fuerte, talcomo HCl, al agua pura o a unasolución diluida de ácido en agua, laconcentración de iones hidrógeno(pH) del agua o de la soluciónaumentará considerablemente. Sinembargo, si se añade la misma

pequeña cantidad de ácido a unasolución amortiguadora que contieneun ácido débil y la sal soluble de esteácido, el aumento de la concentraciónde iones hidrógeno (pH) es tan leveque será considerado insignificante aefectos prácticos. Los aniones de la saldel ácido débil aceptaron los iones H+

a medida que se añadían, yreaccionaron con éstos para formaruna cantidad adicional del ácidodébil. El resultado neto es que laconcentración de iones hidrógenocambió muy poco; y el pH tampococambió mucho.

Este fenómeno puede producirsemuy fácilmente cuando el ingenierode lodos está valorando (con unácido) los puntos finales dealcalinidad. En los fluidos quecontienen muchos carbonatos,bicarbonatos e hidróxidos, tan prontocomo los carbonatos se convierten enbicarbonatos, una soluciónamortiguadora empieza adesarrollarse, resistiendo a loscambios de pH.

La trietanolamina, la cal y el óxidode magnesio son productos químicosusados para amortiguar los sistemasde lodo sensibles al pH. Elamortiguamiento puede ser muyventajoso para mantener propiedadesestables de los fluidos y resistir a losefectos perjudiciales de varioscontaminantes.

Tabla 8: Ácidos, bases y sales comunes.

Nombre Químico Nombre Común Fórmula Tipo

Ácido clorhídrico Ácido muriático HCl Ácido (fuerte)

Ácido sulfúrico — H2SO4 Ácido (fuerte)

Ácido nítrico Agua fuerte HNO3 Ácido (fuerte)

Ácido fosfórico Ortofosfórico H3PO4 Ácido (mod. débil)

Ácido carbónico Soda (destellante) H2CO3 Ácido (débil)

Ácido cítrico — H3C6H5O7 Ácido (débil)

Hidróxido de sodio Soda cáustica NaOH Base (fuerte)

Hidróxido de potasio Potasa cáustica KOH Base (fuerte)

Hidróxido de magnesio Hidrato de magnesio Mg(OH)2 Base

Carbonato de sodio Carbonato de sodio Na2CO3 Base (débil)

Hidróxico de calcio Cal apagada Ca(OH)2 Base (fuerte)

Óxido de calcio Cal viva CaO Base (fuerte)

Cloruro de sodio Sal de roca NaCl Sal

Cloruro de potasio Potasa (muriato de) KCl Sal

Cloruro de calcio — CaCl2 Sal

Sulfato de calcio Anhidrita (yeso) CaSO4 ( • 2H2O ) Sal

Muchos líquidos yproductosquímicos detratamiento del lodo usadosen el campopetrolífero sonsolucionesamortiguadoras.


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ELECTROLITO

Las substancias cuyas soluciones en aguaconducen la electricidad se llamanelectrolitos y contienen iones positivos ynegativos. Todas las soluciones decompuestos iónicos son electrolitos.Todos los ácidos, bases y sales sonelectrolitos. Los compuestoselectrovalentes son formados por latransferencia de electrones (enlacesiónicos); durante el proceso se produceniones positivos y negativos. Loscompuestos sólidos resultantes (sales ehidróxidos) tienen una estructurareticulada de cristales iónicos. Estosignifica que, en el caso de estoscompuestos electrovalentes, los ionesson formados al mismo tiempo que elcompuesto se forma. Existen antes deque el compuesto se disuelva en el agua.Cuando dicho compuesto se disuelve, lared de cristales iónicos se descompone ylos iones se disocian en la solución; elagua actúa simplemente como unsolvente. Las ecuaciones típicas queilustran la disociación de estos ionespreexistentes son las siguientes:

Sales: NaCl = Na+ + Cl–

(como lo indica la Figura 6)Cal: Ca(OH)2 = Ca2+ + 2OH–

Como la capacidad que una solucióntiene para conducir la electricidaddepende de la presencia de iones, sepuede concluir que las soluciones queson excelentes conductores contienenaltas concentraciones de iones(totalmente ionizadas), mientras que lassoluciones que son mal conductorescontienen bajas concentraciones deiones (no totalmente ionizadas). Loselectrolitos que están totalmenteionizados se llaman electrolitos fuertes,mientras que los que no estántotalmente ionizados se llamanelectrolitos débiles. Con muy pocasexcepciones, las sales son electrolitosfuertes. La mayoría de los hidróxidos(excepto Mg2+) son fuertes electrolitos, yen consecuencia, están clasificadoscomo bases fuertes. Los ácidos comoHCl, H2SO4 y HNO3 son electrolitosfuertes, y por lo tanto, están clasificadoscomo ácidos fuertes; la mayoría de losdemás ácidos son moderadamentedébiles y están clasificados como ácidosdébiles. El agua pura es un electrolitodébil y no es tan conductora como lassoluciones de sales.

La ósmosis es un fenómeno que ocurrecuando dos soluciones conconcentraciones de solutos (salinidad)muy diferentes son separadas por unamembrana semipermeable. Durante laósmosis, se produce un movimientoneto del solvente (agua) a través de lamembrana, desde la solución con laconcentración de solutos más baja(salinidad más baja) hacia la solucióncon la concentración de solutos másalta (salinidad más alta). Por lo tanto, laósmosis tiende a transferir el solventehasta que ambas soluciones tengan unaconcentración de solutos (salinidad)similar. Las fuerzas impulsoras de esteproceso son la diferencia deconcentración de solutos y el carácterde la membrana semipermeable.

La “actividad” de una solución es unamedida de la presión de vapor o“humedad relativa”, y está relacionadacon la concentración de solutos(salinidad). El agua tendría unaactividad de 1,0; la actividad disminuyea medida que la salinidad aumenta.Cuando se perfora en lutitas sensiblesal agua, conviene que el fluido deperforación y la formación tengan unaactividad similar para minimizar latransferencia de agua del fluido deperforación a la formación. Los fluidosbase aceite y base sintético tienen elpotencial de transferir el agua de sufase de agua emulsionada(generalmente la salmuera de clorurode calcio) mediante ósmosis, si suactividad es más alta que la actividadde la formación.

Ósmosis_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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Todas lassoluciones decompuestosiónicos sonelectrolitos.

Química Básica


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Las pruebas químicas realizadas en losanálisis de lodo se llaman valoraciones.Las valoraciones son procedimientosque usan soluciones normales deconcentración conocida (N1) paradeterminar la concentracióndesconocida (N2) de una muestra cuyovolumen es conocido (V2). La ecuaciónbásica para este análisis cuantitativo esla siguiente:

V2 x N2 = V1 x N1Al resolver esta ecuación para for N2,

se obtiene: V1

N2 = V2 x N1

Para un volumen de muestraconocido (V2), si se usa un indicador yse valora con una solución deconcentración conocida (N1), es posibledeterminar la concentracióndesconocida (N2) de la muestra,midiendo el volumen (V1) requeridopara llegar al punto final. Losprocedimientos apropiados estándescritos en el capítulo de Pruebas paramedidas cuantitativas que usansoluciones normales a fin de determinar

los productos químicos importantes.Procurar seguir el procedimiento exacto.También se proporcionan fórmulas quele permitirán al ingeniero hacer loscálculos necesarios sin tener queconvertir las unidades.

INDICADORES

Los productos químicos usados paradeterminar el punto final durante lavaloración se llaman indicadores. Losindicadores son compuestos quecambian de color cuando se producealgún cambio del pH o de laconcentración de un producto químico.Los cambios de color de los indicadoresácido-base ocurren a un valor de pHespecífico. Diferentes indicadorescambian de color bajo condiciones depH ácido, neutro o básico. Se usanindicadores químicos que cambian decolor en la presencia de calcio, clorurosde magnesio y bromuros. La Tabla 9enumera los indicadores más comunesque se usan en el análisis de lodo, conel producto químico de valoración y elcambio de color del indicador bajo unacondición específica.

Valoraciones

Tabla 9: Indicadores comunes.

Indicador Color Original Cambio de Color Valoración Producto Químico de Valoración

Fenolftaleína Rosado/rojo: pH >8,3 Incoloro: pH <8,3 Pm Pf Pom Ácido sulfúrico

Anaranjado de metilo/ Verde: pH >4,3 Amarillo: pH <4,3 Mf Ácido sulfúricoverde de bromocresol

Anaranjado de metilo Amarillo/naranja: pH >4,3 Rosado/rojo: pH <4,3 Mf Ácido sulfúrico

Verde de bromocresol Azul: pH >3,8 Amarillo: pH <3,8 — Ácido sulfúrico

Timolftaleína Incoloro: pH <9,5 Azul: pH >9,5 — Solución cáustica

Rojo de metilo Amarillo: pH >5,4 Rosado/rojo: pH <5,4 PHPA Ácido sulfúrico

Calmagite o manver Rojo tinto: Azul/violeta: Dureza total Versenate Estándar o Negro de Eriocromo T Presencia Ca2+ de Mg2+ Ausencia Ca2+ de Mg2+ (0,01m EDTA)

CalVer II o Calcon Rojo tinto: Azul/violeta: Calcio Versenate Estándar Presencia Ca2+ Ausencia Ca2+ (0,01m EDTA)

Solución de cromato Amarillo Naranja/rojo: Cloruros Solución de nitrato de potasio Exceso de AgNO3 de plata

Las pruebasquímicasrealizadas enlos análisisde lodo sellamanvaloraciones.

Los productosquímicosusados paradeterminar elpunto finaldurante lavaloración sellamanindicadores.


4A


Molalidad (m). Una solución molal esuna solución que contiene un mol desoluto por kilogramo de solvente. Porlo tanto, una solución 1 m (molal) deNaOH corresponde a 40 g de NaOHpor 1.000 g de agua.

Molaridad (M). Una solución quecontiene un mol de soluto por litro desolución se llama solución molar. Por lotanto, el HCl 0,1 M (molar) es un ácidoclorhídrico que contiene 1/10 mol o3,646 g de cloruro de hidrógeno porlitro de solución.

Si se conoce la normalidad (N) (ver acontinuación) de una solución,entonces la molaridad (M) puede sercalculada dividiendo la normalidad porsu valencia positiva neta.

Molaridad = Normalidad ÷ valencia positiva neta

Normalidad (N). Una solución 1,0normal (N) se define como una solucióncon una concentración que contiene 1peso equivalente-gramo de unasubstancia por litro de solución, y seescribe generalmente 1,0 N. Porejemplo, una solución 1,0 N de HCltiene 36,5 g de soluto por litro desolución. Asimismo, una solución 1,0 Nde H2SO4 tiene 49 g de soluto por litrode solución.

Si se conoce la Molaridad (M) de unasolución, la Normalidad (N) puede sercalculada multiplicando la molaridaddel soluto por su valencia positiva neta.

Normalidad = Molaridad x valencia positiva neta

Si la valencia positiva neta es 1, lanormalidad y la molaridad tendrán elmismo valor numérico.

Miligramos por litro (mg/l).Miligramos por litro constituye unarelación peso-volumen. Una soluciónde 100 mg/l contiene 100 mg de solutopor litro de solución. Lasconcentraciones en miligramos por litrosuelen ser indicadas incorrectamentecomo partes por millón, lo cualconstituye una relación peso-peso. Losmiligramos por litro pueden serconvertidos en partes por millón si seconoce la densidad del fluido,dividiendo el valor de mg/l por lagravedad específica de la solución.

Partes por millón (ppm). Partes pormillón, abreviado “ppm”, essimplemente la concentración en pesode un producto químico, expresada enpartes por millón de partes del total.Normalmente se usa para medirpequeñas concentraciones. Esequivalente a la fracción en peso(decimal) multiplicada por un millón(1.000.000) o al porcentaje en pesomultiplicado por 10.000. Por ejemplo, elagua salada saturada contiene 26% desal en peso; por lo tanto, deberíacontener 260.000 ppm de sal (26 x10.000 = 260.000). El valor en partes pormillón también puede ser calculadodirectamente a partir de una valoraciónque produce una concentración enmiligramos por litro, dividiendo el valoren mg/l por la gravedad específica de lasolución.

Equivalentes en Partes por Millón(EPM). EPM es el peso químicounitario de soluto por millón de pesosunitarios de solución. El valor EPM deun soluto en solución es igual a laspartes por millón divididas por el pesoequivalente.

Concentraciones de las Soluciones

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Si la valenciapositiva netaes 1, lanormalidady lamolaridadtendrán elmismo valornumérico.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

* No se ha establecido ningúnvolumen inicial estándar de solventepara ninguna de estas concentracionesde solución. O se añade un volumenespecífico de soluto a un peso específicode solvente, o se añade un volumen desolvente hasta que se obtenga unvolumen final de solución.

Ejemplo: Para una solución simple decloruro de sodio de 1,148 g/cm3 (SG)con un volumen de 1.000 cm3 quecontiene 230 g de sal disuelta, calcularlas siguientes composiciones yconcentraciones:a) Composición en % en pesob) Composición en % en volumen c) Molalidadd) Molaridade) Normalidadf) mg/l de cloruro de sodiog) ppm de cloruro de sodioh) EPMi) Razón de peso de NaCl a H2O, (lb/lb)

Peso total de la solución = 1.000 cm3 x 1,148 g/cm3 = 1.148 g

Peso del agua = peso total - peso desal = 1.148 - 230 = 918 g

a) Composición en % en volumen:% en peso de NaCl =

(230 ÷ 1.148) x 100 = 20,0%% en peso de H2O =

(918 ÷ 1.148) x 100 = 80,0% b) Composición en % en volumen:

SSG agua pura (20ºC) = 0,998 g/cm3

Volumen de agua pura = (918 ÷ 0,998) = 920 cm3

% en volumen de agua = (920 ÷ 1.000) x 100 = 92%

Volumen de cloruro de sodio = 1.000 - 920 = 80 cm3

% en volumen de cloruro de sodio = (80 ÷ 1.000) x 100 = 8%

c) Molalidad – moles de soluto porkilogramo de solvente:

Peso molecular del cloruro de sodio:58,44

Moles-gramo de NaCl = (230 ÷ 58,44) = 3,94

Como solo hay 918 g de agua, no 1kg (1.000 g), el número de moles-gramo debe ser ajustado para el valorde 1 kg.

Molalidad = 3,94 x (1.000 ÷ 918) =4,287 moles-gramo NaCl por kg

d) Molaridad – moles de soluto por1 litro de solvente:

De acuerdo con c), hay 3,94 moles-gramo de NaCl en la solución originalde 1.000-cm3 (1 l).

Molaridad = 3,94 moles-gramo porlitroe) Normalidad – peso equivalente-

gramo por litro de solución:Como el cloruro de sodio tiene una

valencia positiva de 1, la normalidades el mismo número que la molaridad.

Normalidad = = 3,94 pesosequivalentes-gramo por litro

f) mg/l cloruro de sodio:Como la solución de 1.000-cm3 (1 l)

contiene 230 g (230.000 mg) decloruro de sodio:

mg/l cloruro de sodio = 230.000 mg ÷ 1 l = 230.000 mg/l

g) ppm cloruro de sodio – razón depeso x 1.000.000:

ppm cloruro de sodio = (230 ÷1.148) x 1.000.000 = 200.350 ppm

h) EPM — ppm dividido por pesoequivalente:

EPM cloruro de sodio = (200.350 ÷ 58,44) = 3.428 EPM

i) Razón de peso de NaCl a H2O:Gramos de NaCl ÷ gramos de H2O =

(230 ÷ 918) = 0,2505

Concentración* Peso del Soluto Peso del Solvente Volumen de Peso de la Soluciónla Solución

1 m (molal) 1 g peso molecular 1.000 g — 1 g peso molecular + 1.000 g

1 M (Molar) 1 g peso molecular — 1 litro —

1 N (Normal) 1 g peso equivalente — 1 litro —

100.000 mg/l 100.000 mg — 1 litro —

100.000 ppm 100.000 mg 900.000 mg — 1.000 g

Tabla 10: Concentraciones de solución.

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4A


Todos estos términos tienen significadosimportantes para el ingeniero de lodo.Las sutilezas contenidas en lossignificados son frecuentementeignoradas y mal comprendidas.

Una mezcla es una combinación dedos o más substancias sin producir unacomposición totalmente uniforme. Lasmezclas de diferentes tipos de nueces ycaramelos son comunes. Cada substanciade una mezcla mantiene las propiedadesque le son exclusivas.

Una solución es una mezclahomogénea de dos o más substancias.Una solución tiene una composicióntotalmente uniforme. Las solucionespueden constar de sólidos en sólidos(aleaciones de metales), sólidos enlíquidos (azúcar en agua), gases enlíquidos (bebidas gaseosas) o gases en

gases (aire). En general, cada vez queuna solución contiene dos substanciasque pueden reaccionar entre ellas, dichareacción se producirá.

Una dispersión es un sistema de dosfases en el cual una fase consta departículas sólidas finamente molidas queestán distribuidas en la segunda fase. Losfluidos de perforación que contienenarcillas y sólidos son dispersiones.

Una emulsión es una mezcla establede líquidos inmiscibles que sonmantenidos unidos por emulsificantes.El aceite diesel y la salmuera de clorurode calcio no son solubles el uno en elotro; sin embargo, pueden sercombinados para formar una emulsióncon la salmuera emulsionada en el aceitediesel para formar sistemas de lodobase aceite.

Mezclas, Soluciones, Emulsiones y Dispersiones

Esta sección trata de los problemas dequímica de lodos a los cuales lamayoría de los ingenieros de lodo seenfrentan. Las reacciones con variosproductos químicos de tratamientoestán ilustradas con los precipitantesresultantes o los resultados obtenidos.Para una discusión más detallada deestas reacciones, ver el capítulo sobre laContaminación y el Tratamiento.

CONTAMINACIÓN DE YESO O ANHIDRITAEl ion calcio, el cual se puede derivardel yeso o durante la perforación enanhidrita, es un contaminante en lamayoría de los lodos base agua. Una delas maneras en que se puede reducir elcalcio es añadiendo carbonato de sodio.La siguiente ecuación ilustra la maneraen que se puede eliminar el sulfato decalcio (o yeso) usando tratamientos decarbonato de sodio para formarcarbonato de calcio. La flechadescendente supone la precipitación deun sólido insoluble, mientras que unaflecha ascendente supondría lageneración de un gas.

CaSO4 + Na2CO3 → CaCO3 ↓ + 2Na+ + SO4

2–

También se puede usar PirofosfatoÁcido de Sodio (SAPP) para tratar la

contaminación de anhidrita. Deberíausarse con cuidado para estepropósito, porque el SAPP reduce elpH y no es estable a grandestemperaturas como diluyente de lodo.La reacción de SAPP con el yeso es lasiguiente:

Na2H2P207 + H2O → 2NaH2PO4;2NaH2PO4 + 3CaSO4 →

Ca3(PO4)2↓ + 2Na+ + 3SO42– + 4H+

CONTAMINACIÓN DEL CEMENTOEl cemento contiene cal, Ca(OH)2,una fuente de calcio y un floculanteque puede ser eliminado añadiendobicarbonato de sodio (NaHCO3). Lareacción es la siguiente:

Ca(OH)2 + NaHCO3 → CaCO3↓ + NaOH + H2O

Esta reacción forma hidróxido desodio y producirá altos valores de pH,incluso después de eliminar el calciodel cemento. Para la contaminacióngrave del cemento, un ácido deberíaser usado combinadamente conbicarbonato de sodio para mantenerun valor de pH aceptable. Los ácidoscomunes usados con el bicarbonato desodio son el ácido cítrico, ácidoacético, SAPP y ácidos orgánicos talescomo el lignito o el lignosulfonato.

Reacciones Químicas Comunes en la Química de Lodos

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Una soluciónes unamezclahomogéneade dos o mássubstancias.

Química Básica


CAPÍTULO

4A

AGUA SALADALos iones magnesio y los iones calcioestán presentes en el agua salada.Ambos iones son perjudiciales para loslodos base agua. Como el hidróxido demagnesio (Mg(OH)2) y el hidróxido decalcio (Ca(OH)2) ) son relativamenteinsolubles a un pH alto, la sodacáustica debería ser usada para eliminarel magnesio y suprimir la solubilidaddel calcio. Las reacciones son lassiguientes:

Mg2+ + 2NaOH → Mg(OH)2↓ + 2Na+ (pH >10)

Ca2+ + 2NaOH → Ca(OH)2↓ + 2Na+ (pH >11)

La soda cáustica se usa para reducirel magnesio y calcio en el agua salada,primero precipitando el magnesiocomo Mg(OH)2 y luego aumentandoel pH para suprimir la solubilidad delcalcio y precipitar la cal. Si se usa calen agua salada, ésta tambiéneliminará el magnesio, pero losniveles resultantes de calcio seránmuy altos y no son deseados. El aguasalada del Golfo de México requiere1,5 a 2 lb/bbl de soda cáustica (4,3 a5,7 kg/m3) para precipitar todo elmagnesio y luego convertir el calcioen cal, resultando en un pH > 11,0(ver la Figura 10). En el agua salada, eltratamiento preferido para laeliminación del magnesio es la soda

cáustica, mientras que el tratamientopreferido para la eliminación delcalcio es el carbonato de sodio.

CONTAMINACIÓN DEL GAS CARBÓNICOEl dióxido de carbono (CO2) es un gasácido que existe en muchasformaciones y constituye uncontaminante común del lodo. El CO2en solución acuosa formará ácidocarbónico (H2CO3), el cual seconvertirá en grupos de bicarbonato(HCO3

-) a valores de pH medios, yluego en grupos de carbonatos (CO3

2-) avalores de pH más altos, de la manerailustrada anteriormente en la Figura 7.Las pequeñas afluencias serán tratadascon soda cáustica:

CO2 + H2O → H2CO3 (ácidocarbónico);

2NaOH + H2CO32Na+ + CO3

2+ + 2H2O (pH > 11)Las grandes afluencias deberían ser

tratadas con cal. Se advierte que elprecipitado de carbonato de calciopuede causar la formación deincrustaciones sobre la superficie de lacolumna de perforación y es difícil deeliminar del fluido con el equipo decontrol de sólidos, debido al tamañoultra pequeño (submicrométrico) delas partículas.

H2OCa(OH)2 + CO2 → CaCO3 ↓ + H2O

14

13

12

11

10

9

8

70 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

Soda cáustica (lb/bbl)Agua salada: pH 8,0, 390 mg/l Ca, 1.300 mg/l Mg, 19.000 mg/l Cl

pH

Figura 10: pH vs. soda cáustica para agua salada.

Agua destilada

Lodo base agua dulce

Agua salada

El magnesiocomienza aprecipitarse como Mg (OH)2

Mg eliminado – Caempieza a convertirseen Ca(OH)2

La sodacáustica seusa parareducir elmagnesio ycalcio en elaguasalada…


4A


CONTAMINACIÓN DE CARBONATO YBICARBONATO

La contaminación de bicarbonato(HCO3

-) y carbonato (CO32-) puede

ocurrir mediante la conversión del gasCO2, la cual fue mencionadaanteriormente, o resultar de ladegradación térmica de los aditivosorgánicos tales como el lignito y ellignosulfonato, así como de labiodegradación del almidón y otrosaditivos, entre otras fuentes. Estosiones pueden ser eliminados con elcalcio. Sin embargo, como elbicarbonato de calcio Ca(HCO3)2 essoluble, todos los bicarbonatos debenser convertidos en carbonatos (porencima de un pH deaproximadamente 11) antes de quepuedan precipitarse totalmente comocarbonato de calcio. La eliminaciónde los bicarbonatos y carbonatospuede ser lograda con cualquierfuente de calcio soluble, bajocondiciones de pH constante (si el pHes lo suficientemente alto) oaumentando el pH con soda cáusticaen la presencia de calcio.

Se prefiere usar la cal (Ca(OH)2)para convertir HCO3

- en CO32-, y

luego precipitar los carbonatos comoCaCO3, especialmente si el pH delsistema no será aumentado a > 11.

2HCO3– + Ca(OH)2 →

CaCO3↓ + OH– + H2OCO3

2– + Ca(OH)2 → CaCO3↓ + 2OH–

Cuando se debe mantener un valorde pH constante, se requiere usar unacombinación de tratamientos de yesoy de cal:

Ca(OH)2 + 2HCO3– →

CaCO3↓ + CO32– + 2H2O

CaSO4 • 2H2O + CO32– →

CaCO3↓ + SO42– + 2H2O

CONTAMINACIÓN DE SULFURO DEHIDRÓGENO (H2S) El sulfuro de hidrógeno es un gas ácidovenenoso y peligroso que se encuentraen muchas formaciones y muchosfluidos producidos. Este gas puedeinsensibilizar rápidamente los sentidosy puede ser letal, incluso a bajasconcentraciones. El H2S se caracterizapor su típico olor a “huevo podrido”.

Por razones de seguridad, este gasdebería ser neutralizadoinmediatamente con soda cáustica o calpara aumentar el pH a > 11,5 paraformar sulfuro (S2-), y luego precipitarlocon una fuente de cinc.

Neutralización con soda cáustica: 2NaOH + H2S

2Na+ + S2– + 2H2O (al pH >11,5)Neutralización manteniendo el

exceso de cal:H2S + Ca(OH)2 →

Ca2+ + S2– + 2H2O (pH >11,5)La conversión del sulfuro de

hidrógeno en sulfuro aumentando elpH no constituye una reacciónpermanente. Si el pH disminuye hastaniveles ácidos, el sulfuro se convertiráde nuevo en la forma venenosa desulfuro de hidrógeno. Por este motivo,el H2S siempre debe ser precipitado conuna fuente de cinc, tal como el óxidode cinc.

Eliminación mediante laprecipitación con tratamientos deóxido de cinc (ZnO):

H2S + ZnO → ZnS↓ + H2O

ELIMINACIÓN DEL OXÍGENO CONSECUESTRANTES DE OXÍGENO

El oxígeno disuelto puede aumentar lacorrosión y puede ser eliminadomediante tratamientos con unproducto químico que contienesulfito. Las soluciones de bisulfitoamónico líquido constituyen lossecuestrantes de oxígeno máscomunes y reaccionan con el oxígenode la siguiente manera:

NH4HSO3 + 1⁄2 O2 + OH– → NH4 + SO3 + H2O;

SO3 + 1⁄2 O2 → SO4

El calcio soluble puede reaccionarpara formar sulfito de calcio, el cualtiene una solubilidad máxima deaproximadamente 43 mg/l en agua fría,y más baja en agua caliente. Lacantidad residual de sulfito en la líneade flujo no debería exceder este nivel siel lodo contiene altos niveles de calcio.

TRATAMIENTOS ÁCIDOSLos revoques que contienen

materiales densificantes solubles enácido, tales como el carbonato decalcio usado para fluidos de

…el H2Ssiempre debeserprecipitadocon unafuente decinc…

El sulfuro dehidrógeno esun gas ácidovenenoso ypeligroso…

Química Básica


CAPÍTULO

4A

perforación de reservorio no dañinos,son generalmente eliminados del pozocon tratamientos de ácido clorhídrico.

Disolución del carbonato de calciousando ácido clorhídrico:

CaCO3 + 2HCl → CaCl2 + CO2↑ + H2O

FOSFATOS

El Pirofosfato Ácido de Sodio (SAPP) yotros fosfatos reaccionan con el calcioy lo precipitan de conformidad con lasiguiente reacción:

Na2H2P2O7 + H2O → 2NaH2PO4;2NaH2PO4 + 3Ca(OH)2 →

Ca3 (PO4)2↓ + 4H2O +2NaOHAunque la reacción produzca soda

cáustica como producto secundario, elpH disminuye porque el SAPP es unácido débil y la reacción sólo deja dosgrupos hidroxilo de cada seis gruposhidroxilo originales.

EFECTO DEL LIGNITO SOBRE EL CALCIO

El lignito contiene calcio (de 1,5 a 5%)como parte de su composición química.Los ácidos orgánicos tales como ellignito también tienen la capacidad deligar el calcio químicamente. Este calciocomplejado existe como partícula sólida(flóculo) y puede que no sea lo

suficientemente grande para sereliminado por medios mecánicos. Elrevoque filtrará la mayoría del calciocomplejado con el lignito. Sin embargo,una parte del calcio complejado conlignito pasará a través del revoque y delpapel, y será captado con el filtrado.Durante la valoración del calcio delfiltrado, el calcio disponible serávalorado primero. A medida que lavaloración continúa, el calciocomplejado se solubiliza y éste tambiénserá valorado. Este calcio complejadono está disponible para las reaccionesquímicas en los sistemas de lodo. Unalb/bbl de lignito solubilizado tiene elpotencial de complejar 200 mg/l decalcio. Recordar que aunque lavaloración del calcio indique lapresencia de un exceso de calciosuficiente, es posible que no hayaningún calcio disponible parareaccionar con los grupos de carbonatoy bicarbonato. Por lo tanto, es posibleque se produzca algún problemarelacionado con el carbonato, aunquese valore cierta cantidad de calcio en elfiltrado cuando se usa el lignito comoaditivo.

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Química de Arcillas

Química de Arcillas 4B.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

4B

Un entendimiento riguroso de lasarcillas puede ser la herramienta másvaliosa del ingeniero de lodos. La arcillapuede ser añadida intencionalmente, talcomo en el caso de M-I GEL®, o puedeentrar en el lodo como contaminanteimportante mediante la dispersión delos sólidos de perforación. En cualquiercaso, la arcilla se convierte en una parteactiva del sistema. Por este motivo, esnecesario entender la química básica delas arcillas para controlar correctamentelos lodos base agua. La química de lasarcillas también es importante en lo quese refiere a las interacciones entre loslodos base agua y las lutitas que afectanla estabilidad del pozo.

Arcilla es un término amplio que seusa comúnmente para describir lossedimentos, suelos o rocas compuestosde partículas minerales y materiaorgánica de granos extremadamentefinos. Un buen ejemplo son las arcillas(a veces llamadas arcillas tipo “gumbo”[arcillas plásticas]) encontradas en losjardines o a lo largo de las riberas. Estasarcillas son frecuentemente blandas yplásticas cuando están mojadas, pero sevuelven duras cuando están secas. Estapropiedad física de “blanda cuandomojada, dura cuando seca” se puederelacionar con la presencia de ciertosminerales arcillosos. Arcilla también seusa como término general para describirlas partículas que tienen un diámetroinferior a 2 micrones, las cualesincluyen la mayoría de los mineralesarcillosos.

Los minerales arcillosos son mineralesde silicato alumínico de granos finosque tienen microestructuras biendefinidas. En la clasificaciónmineralógica, los minerales arcillososestán clasificados como silicatosestratificados porque la estructuradominante se compone de camasformadas por capas de sílice y alúmina.Cada capa consta de una estructuralaminar y delgada, llamada capaunitaria. Por ejemplo, un mineral desilicato estratificado típico sería la micao la vermiculita, las cuales puedensepararse en capas finas a lo largo de losplanos de clivaje. La mayoría de losminerales arcillosos tienen unamorfología laminar. Según las unidades

repetidas de la estructura, los mineralesarcillosos también se pueden clasificarde acuerdo a la relación de capas desílice a capas de alúmina, tal como 1:1,2:1 y 2:2, además de si estos mineralesarcillosos son estratificados o en formade aguja.

En la industria de fluidos deperforación, ciertos minerales arcillosostales como la esmectita, uno de losprincipales componentes de labentonita, son usados paraproporcionar viscosidad, estructura degel y control de filtrado. Las arcillas dela formación se incorporaninevitablemente en el sistema de fluidode perforación durante las operacionesde perforación y pueden causar variosproblemas. Por lo tanto, los mineralesarcillosos pueden ser beneficiosos odañinos para el sistema de fluido.

El término bentonita se usa paradescribir la montmorillonita sódicaexplotada comercialmente (la cualconstituye una forma de esmectita) quese usa como aditivo para el lodo deperforación (por ej.: M-I GEL o M-I GELSUPREME™). Geológicamente, la bentonita esuna capa de ceniza volcánica alterada.Uno de los más grandes depósitos deesta ceniza volcánica se produjo hacemás de 60 millones de años en ciertaregiones de Norteamérica, conocidashoy como las Black Hills de Wyoming yDakota del Sur, y las Big HornMountains de Wyoming. La arcillabentonítica explotada en Wyomingproviene precisamente de esta capa debentonita depositada volcánicamente.La arcilla bentonítica explotada en otrasáreas del mundo pueden provenir deotros tipos de depósitos geológicos.

Debido a sus pequeños tamaños departículas, las arcillas y los mineralesarcillosos son analizados con técnicasespeciales tales como la difracción derayos X, la absorción infrarroja y lamicroscopia electrónica. La Capacidadde Intercambio Catiónico (CEC), laadsorción de agua y el área superficialson algunas de las propiedades de losminerales arcillosos que suelen serdeterminadas para lograr una mejorcaracterización de los mineralesarcillosos y minimizar los problemas deperforación.

Introducción

…es necesarioentender laquímicabásica de lasarcillas paracontrolarcorrectamentelos lodos baseagua.

…mineralesarcillosos...sonusados paraproporcionarviscosidad,estructura degel y controlde filtrado.

Química de ArcillasCAPÍTULO

4B


Existe un gran número de mineralesarcillosos, pero los que nos interesanen relación con los fluidos deperforación pueden ser clasificados entres tipos.

El primer tipo consta de arcillas enforma de aguja no hinchables como laatapulguita o la sepiolita. Se cree que laforma de las partículas es responsablede la capacidad que la arcilla tiene paraaumentar la viscosidad. El tamañonatural de cristales finos y la forma deaguja hacen que la arcilla desarrolleuna estructura de “escobillasamontonadas” en suspensión,demostrando así una alta estabilidadcoloidal, incluso en la presencia deuna alta concentración de electrolitos.Debido a su forma y a suscaracterísticas no hinchables, estasarcillas demuestran un control defiltración muy débil. Por este motivo,la atapulguita se usa principalmentecomo mejorador de viscosidad en loslodos base agua salada, mientras que lasepiolita se usa generalmente comoviscosificador suplementario para losfluidos geotérmicos y de altatemperatura. Estas arcillas no están casinunca presentes en las lutitas de lasformaciones. M-I vende la atapulguitabajo el nombre SALT GEL®‚ y la sepiolitabajo el nombre DUROGEL®‚.

El segundo tipo son las arcillaslaminares no hinchables (oligeramente hinchables): ilita, clorita ykaolinita, las cuales están descritas másadelante.

El tercer tipo son las montmorillonitaslaminares muy hinchables.

El segundo y el tercer tipo deminerales arcillosos se encuentran enlas lutitas de las formaciones, en elorden siguiente y en cantidadesdecrecientes: (1) ilita, (2) clorita, (3)montmorillonita y (4) kaolinita. Comoestán presentes en las formacionesperforadas, estas arcillas se dispersanen cantidades variables dentro delsistema de fluido de perforación. Lamontmorillonita presente en las lutitases generalmente la montmorillonitacálcica, porque está en equilibrio conel agua de la formación, la cual esgeneralmente rica en calcio.

La montmorillonita sódica(bentonita de Wyoming, M-I GEL y M-IGEL SUPREME) también se añadenormalmente a un lodo para aumentarla viscosidad y reducir el filtrado. Laspropiedades de filtración y reológicasdel lodo dependen de las cantidades delas diferentes arcillas contenidas en ellodo. Como la montmorillonita esañadida intencionalmente a un lodopara controlar estas propiedades, losotros tipos de arcillas pueden serconsiderados como contaminantes,visto que no son tan eficaces comouna arcilla comercial.

La arcilla que existe naturalmentetiene una estructura apilada oestratificada, en la cual cada capaunitaria tiene un espesor deaproximadamente 10 angstroms (Å).Esto significa que cada milímetro deespesor consta de aproximadamenteun millón de capas de arcilla. Cadacapa de arcillas es altamente flexible,muy fina, y tiene un área superficialenorme. Se puede considerar que unapartícula individual de arcilla es algoparecido a una hoja de papel o untrozo de celofán. ¡Un gramo demontmorillonita sódica tiene un áreasuperficial de capa total de 8.073 pies2

(750m2)!En agua dulce, las capas adsorben el

agua y se hinchan hasta el punto enque las fuerzas que las mantienenunidas se debilitan y las capasindividuales pueden separarse de lospaquetes. La separación de estospaquetes en múltiples capas se llamadispersión. Este aumento del númerode partículas, junto con el aumentoresultante del área superficial, causa elespesamiento de la suspensión. LaFigura 1 es una fotomicrografía real deuna partícula de bentonita. Nótese quese parece a una baraja de cartas abiertaen abanico. Se puede observar quevarias de las partículas laminares setraslapan. Esta forma característica delas partículas es lo que produce elllamado efecto de “cinglado” que estan importante para el control defiltrado.

Tipos de Arcillas

La arcilla queexistenaturalmentetiene unaestructuraapilada oestratificada…

Laseparaciónde estospaquetes enmúltiplescapas sellamadispersión.



CAPÍTULO

4B

Las arcillas son generalmente deltipo de dos capas como la kaolinita odel tipo de tres capas como lamontmorillonita, la clorita o la ilita.Cada partícula de arcilla laminar secompone de un apilamiento de capasunitarias paralelas. Cada capa unitariaconsta de una combinación de hojasde sílice dispuestas tetraédricamente(en pirámide) y hojas de alúmina omagnesia dispuestas octaédricamente(ocho caras). Las arcillas de tres capas

se componen de capas unitariasconstituidas por dos hojas tetraédricasde cada lado de una hoja octaédrica,en cierto modo como un emparedado(ver la Figura 2). Las arcillas de doscapas se componen de capas unitariasconstituidas por una hoja tetraédricay una hoja octaédrica.

Las arcillas pueden sereléctricamente neutras o estarcargadas negativamente. Por ejemplo,la pirofilita [Al2Si4O10 – (OH)2], unaarcilla neutra, como aparece en laFigura 3, es similar a lamontmorillonita cargadanegativamente.

Figura 1: Fotomicrografía de partículas de bentonita.

2 µ 2 µ

Tetraédrica

Octaédrica

Tetraédrica

Sílice

Alúmina

Sílice

10 ÅUnacapa

unitaria

Figura 2: Partícula de montmorillonita idealizada.

–O

–O

–O

–O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Al

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Al

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Al

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

Si

O

Al

O

Si

+

OH OHOH OH OH

O O O O

+

–O

O–

+

Figura 3: Pirofilita eléctricamente neutra.

Las arcillaspueden sereléctricamenteneutras o estarcargadasnegativamente.

Capa desílice

Todas las cargas superficiales están compensadas

Capa desílice

Capa dealúmina


4B


ARCILLAS MONTMORILLONÍTICAS(ARCILLAS DE TRES CAPAS)Si se sustituye un átomo de aluminio(Al3+) por un solo átomo de magnesio(Mg2+) en la estructura reticular(disposición de los átomos), ésta tendráun electrón excedente o una carganegativa (ver la Figura 4). La carganegativa neta es compensada por laadsorción de cationes (iones positivos)en las superficies de la capa unitaria,tanto en las superficies interiores comoen las superficies exteriores delapilamiento.

Los cationes que se adsorben en lassuperficies de las capas unitarias puedenser cambiados por otros cationes y sellaman los cationes intercambiables dela arcilla. La cantidad de cationes porpeso unitario de la arcilla se mide y seregistra como capacidad de intercambiocatiónico (CEC). El catión puede ser union de simple carga como el sodio (Na+)o un ion de doble carga como el calcio(Ca2+) o el magnesio (Mg2+). De estemodo, tenemos montmorillonita sódica,montmorillonita cálcica y/omontmorillonita magnésica. Aunque labentonita de Wyoming estégeneralmente definida comomontmorillonita sódica, el calcio y elmagnesio intercambiables puedenconstituir de 35 a 67% de la capacidadtotal de intercambio. La propiedad mástípica de las montmorillonitas es lacapacidad de hinchamiento entre capas(hidratación) con el agua (ver las Figuras5 y 6).

Además de la sustitución del aluminio(Al3+) por el magnesio (Mg2+) en la red demontmorillonita, muchas otrassustituciones pueden ser realizadas. Porlo tanto, el nombre montmorillonita seusa frecuentemente como nombre degrupo que incluye muchas estructurasminerales específicas. Sin embargo, enlos últimos años, se ha aceptado cadavez más el nombre esmectita comonombre de grupo, reservando el términomontmorillonita para los miembrospredominantemente aluminosos delgrupo. Este grupo de minerales incluyela montmorillonita, la hectorita, lasaponita, la nontronita y otrosminerales específicos.

ILITAS (ARCILLAS DE TRES CAPAS)Las ilitas tienen la misma estructurabásica que las montmorillonitas, perono muestran la capacidad dehinchamiento entre capas. En vez dela sustitución de Al3+ por Mg2+ comoen la montmorillonita, la ilita tieneuna sustitución de Si4+ por Al3+, lo cualaún produce una carga negativa. Loscationes compensadores sonprincipalmente el ion potasio (K+),como lo indica la Figura 6. La carganegativa neta de la red que resulta deestas sustituciones, mediante los ionespotasio compensadores, esgeneralmente mayor que la carga de lamontmorillonita, pudiendo ser hastauna vez y media más grande que ésta.

–O

–O

–O

–O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Mg

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Al

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

OSi

O

Mg

O

Si

+

O

OSi

O

Al

O

Si

+

OH

O

Si

O

Al

O

Si

+

OH OHOH OH OH

O O O O

+

–O

O–

+

Figura 4: Sustitución de Al3+ por Mg2+ causando una partícula cargada negativamente.

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Capa desílice

Na+ Cationes de enlace superficial Na+

Cargas negativas excedentes

Capa desílice

Capa dealúmina



CAPÍTULO

4B

El espacio entre las capas unitarias esde 2,8 Å. El diámetro iónico de K+ es de2,66 Å. Esto permite que el K+ encajeperfectamente entre las capas unitarias,formando un enlace que impide elhinchamiento en la presencia de agua.Como las capas unitarias no sehinchan ni se separan al ser expuestasal agua, los iones potasio (K+) presentesentre las capas unitarias no estándisponibles para el intercambio. Sólolos iones potasio que se encuentran enlas superficies exteriores pueden sercambiados por otros cationes.

Entre los minerales arcillosos 2:1, laesmectita, ilita, y capas mixtas de ilita yesmectita son encontradas durante laperforación de formaciones de lutita,causando frecuentemente distintosproblemas relacionados con la

estabilidad del pozo y elmantenimiento del fluido deperforación. La naturaleza problemáticade estos minerales arcillosos puedeestar relacionada con los cationesdébilmente enlazados entre las capas ylas cargas débiles de las capas queproducen el hinchamiento y ladispersión al entrar en contacto con elagua. A medida que la profundidad deentierro aumenta, la esmectita seconvierte gradualmente en arcillas decapas mixtas de ilita/esmectita, yfinalmente en ilita y mica. Comoresultado, las formaciones de lutita sevuelven generalmente menoshinchables pero más dispersivas enagua, a medida que la profundidadaumenta.

Figura 5: Estructura de la esmectita.

Distanciaentre capas

Alúminatetraédrica

Alúminatetraédrica

Alúminatetraédrica dela siguiente

capa unitaria

Cationes intercambiables nH2O (agua adsorbida)

Oxígenos

y Silicio, ocasionalmente aluminio

Hidroxilos Aluminio, hierro, magnesio

Hinchamiento

OH

OH

OH

OH

Síliceoctaédrico

Sólo los ionespotasio queseencuentranen lassuperficiesexteriorespueden sercambiadospor otroscationes.


4B


CLORITAS (ARCILLAS DE TRES CAPAS)Las cloritas están estructuralmenterelacionadas con las arcillas de trescapas. Las cloritas no se hinchan en suforma pura, pero puede hacerse quehinchen ligeramente al ser modificadas.En estas arcillas, los cationescompensadores de carga entre las capasunitarias de tipo montmorillonita sonreemplazados por una capa dehidróxido de magnesio octaédrico, obrucita (ver la Figura 6). Esta capa tieneuna carga positiva neta debido a lasustitución de ciertos Mg2+ por Al3+ en lacapa de brucita.

Las cloritas se encuentranfrecuentemente en antiguos sedimentosmarinos enterrados a grandesprofundidades, y normalmente nocausan ningún problema importante amenos que estén presentes en grandescantidades. La capacidad deintercambio catiónico de la clorita varíade 10 a 20 meq/100 g, principalmentedebido a los enlaces rotos. La distanciaentre capas del clorita suele ser deaproximadamente 14 Å. La cloritatambién puede formar arcillas de capasmixtas con otros minerales arcillosostales como la esmectita. La arcillaresultante de capas mixtas tendría laspropiedades de ambos tipos deminerales arcillosos.

KAOLINITAS (ARCILLAS DE DOS CAPAS)La kaolinita es una arcilla no hinchablecuyas capas unitarias están fuertementeligadas mediante enlaces de hidrógeno.Esto impide la expansión de lapartícula, porque el agua no es capaz depenetrar en las capas. La kaolinita nocontiene cationes entre capas ni tienecargas superficiales porque no seproduce casi ninguna sustitución en lashojas tetraédricas u octaédricas. Sinembargo, algunas pequeñas cargaspueden resultar de los enlaces rotos olas impurezas. Por lo tanto, la kaolinitatiene una capacidad de intercambiocatiónico relativamente baja (de 5 a 15meq/100 g). La kaolinita se encuentracomúnmente como componentemenor a moderado (5 a 20%) de lasrocas sedimentarias tales como laslutitas y las areniscas.

La Tabla 1 contiene un resumen delos minerales arcillosos y la Figura 6presenta una comparación esquemáticade las diferentes estructuras de lasarcillas.

DistanciaCatión de interatómica

Grupo Estructura Carga intercambio (Å) Hinchamiento

Kaolinita capa 1:1 Nula Ninguno 7,2 Ninguno

Talco capa 2:1 Nula Ninguno 9,3 Ninguno

Esmectita capa 2:1 0,3 - 0,6 Na+, Ca2+, K+, Mg2+ 11 - 15 Variable

Vermiculita capa 2:1 1,0 - 4,0 K+, Mg2+ 14 - 15 Variable

Ilita capa 2:1 1,3 - 2,0 K+ 10 Nulo

Mica capa 2:1 2,0 K+ 10 Ninguno

Chlorita capa 2:2 Variable Capa de brucita 14 Nulo

Sepiolita cadena 2:1 Nula Ninguno 12 Nulo

Paligorskita cadena 2:1 Menor Ninguno 10,5 Nulo

Tabla 1: Arcillas encontradas comúnmente.

La kaolinitano contienecationes entre capas nitiene cargassuperficiales…



CAPÍTULO

4B

Los cationes compensadores que seadsorben en la superficie de la capaunitaria pueden ser cambiados por otroscationes y se llaman los cationesintercambiables de la arcilla. Lacantidad de cationes por peso unitariode la arcilla es medida y registradacomo la CEC (capacidad de intercambiocatiónico). La CEC está expresada enmiliequivalentes por 100 g de arcillaseca (meq/100 g). La CEC de lamontmorillonita está comprendidadentro del rango de 80 a 150 meq/100g de arcilla seca. La CEC de las ilitas ycloritas es de aproximadamente 10 a 40meq/100 g, y la CEC de las kaolinitas esde aproximadamente 3 a 10 meq/100 gde arcilla.

La Prueba de Azul de Metileno (MBT)

es un indicador de la CEC aparente deuna arcilla. Cuando se realiza estaprueba sobre un lodo, se mide lacapacidad total de intercambio de azulde metileno de todos los mineralesarcillosos presentes en el lodo.Normalmente se registra la Capacidadde Azul de Metileno (MBC) comocantidad equivalente de bentonita deWyoming requerida para obtener estamisma capacidad.

Es importante notar que la prueba noindica directamente la cantidad debentonita presente. Sin embargo, lacantidad aproximada de bentonita ysólidos en el lodo puede ser calculadabasándose en el hecho de que lossólidos de perforación normales tienenuna CEC equivalente a 1/9 de la CEC

H2O

H2O

1 cristal

1 cristal 1 cristal

1 cristal 1 cristal 1 cristal

1 cristal1 cristala c

b

SepiolitaArcilla en forma de aguja

H2O

H2O

H2O

Mg(OH)2

H2O

KK

H2O

Mg(OH)2

Mg(OH)2

Mg(OH)2

Mg(OH)2

H2O

KK

KK

KK

KK

KK

H2O

H2O

Tipo ilita

KK

H2O

H2O

Tipo clorita

“a” Tiene las propiedades de la clorita“b” Tiene las propiedades de la montmorillonita“c” Tiene las propiedades de la ilita

Arcillas de capas mixtas

Mg(OH)2

H2O

H2O

H2O

H2O

H2O

H2O

H2OKaolinita

H2OClorita

(Mg(OH)2 = hoja de brucita)

H2OIlita

(K = potasio)

Arcillas laminares no hinchables

H2O

H2O

H2O

H2O

H2O

MontmorillonitaArcillas laminares hinchables

1 cristal

Figura 6: Comparación de estructuras de arcillas.

Capacidad de Intercambio catiónico (CEC)

La cantidadde cationespor pesounitario dela arcilla es...la CEC(capacidaddeintercambiocatiónico).


4B


de la bentonita, y si se calcula lacantidad de sólidos de perforaciónpresentes en el lodo a partir de unanálisis de retorta. Este cálculoaproximado de la cantidad de bentonitaañadida y sólidos de perforación puedeser más preciso cuando se mide la MBCde los recortes de perforación. Esteprocedimiento puede ser útil paraevaluar la cantidad y la calidad de lasarcillas en el lodo.

Para hacerse una idea de los cationesque reemplazarán a otros cationes enlas posiciones de intercambio, se aceptageneralmente la siguiente secuencia,disponiéndola en orden de preferenciadecreciente:H+ > Al3+ > Ca2+ > Mg2+ > K+ > NH4+ >

Na+ > Li+

Es decir que cualquier catión a laizquierda reemplazará a cualquiercatión ubicado a su derecha.

La concentración relativa de cadacatión también afecta esta preferenciade intercambio catiónico. Aunqueresulte más difícil reemplazar el calcioque el sodio, si la concentracióniónica de Na+ es considerablementemás alta que la concentración de Ca2+,el sodio desplazará al calcio. Elintercambio catiónico puede resultarde un cambio de temperatura vistoque muchos compuestos tienendiferentes relaciones de solubilidad atemperatura. La solubilidad de algunasde las sales cálcicas comunes, talescomo CaSO4, disminuye a grandestemperaturas, mientras que lasolubilidad de la mayoría de loscompuestos de sodios aumenta. Amedida que la concentración deNa+/Ca2+ aumenta, los cationes Ca2+ dela arcilla tienden a ser reemplazadospor los cationes Na+ de la solución.

En la mayoría de las áreas, las arcillascomerciales tales como M-I GEL y M-IGEL SUPREME son añadidas al agua parapreparar un lodo base agua. Lasarcillas cumplen dos funciones: (1)proporcionar viscosidad al fluido deperforación, y (2) depositar unrevoque que sellará las formacionespermeables para limitar las pérdidaspor filtración y evitar el atascamientode la tubería. En algunas áreas, laperforación puede ser iniciada conagua, dejando que los sólidosperforados se incorporen,produciendo suficientes propiedadespara permitir la perforación del pozo.En otras situaciones, se usan sistemasa base de polímeros cuando no seañade ninguna arcilla a laformulación.

En los lodos base agua-arcilla, elagua constituye la fase líquidacontinua en la cual ciertos materialesson mantenidos en suspensión yotros materiales se disuelven. Se usaun gran número de aditivos de lodopara obtener propiedades especiales,pero, fundamentalmente, todos loscomponentes pueden ser divididos entres categorías.1. La fase acuosa es la fase continua

del lodo. Según la ubicación y/o elagua disponible, ésta puede ser

agua dulce, agua de mar, agua dura,agua blanda, etc. No es raro que seuse una variedad de soluciones desalmueras, saladas a saturadas comolíquido de base para preparar unsistema a base de agua.

2. La fase de sólidos reactivos secompone de arcillas comerciales,arcillas hidratables incorporadas ylutitas de las formacionesperforadas que son mantenidas ensuspensión de la fase fluida. Estossólidos son tratados químicamentepara controlar las propiedades delfluido de perforación. Variosaditivos serán usados para obtenerlas propiedades deseadas.

3. Los sólidos inertes son los sólidosen suspensión que sonquímicamente inactivos. Éstospueden ser sólidos de perforacióninertes tales como la caliza,dolomita o arena. La barita esañadida al fluido de perforaciónpara aumentar la densidad delfluido y también constituye unsólido inerte.

El resto de este capítulo describirá elcomportamiento de los sólidosreactivos en la fase acuosa y la maneraen que dicho comportamiento afectalas propiedades del lodo.

Composición de los Lodos Base Agua-Arcilla

…cualquiercatión a laizquierdareemplazaráa cualquiercatiónubicado a suderecha.

En lamayoría delas áreas, lasarcillascomerciales...son añadidasal agua parapreparar unlodo baseagua.



CAPÍTULO

4B

HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLASEl cristal de bentonita se compone detres capas: una capa de alúmina conuna capa de sílice encima y otradebajo. La laminilla de arcilla estácargada negativamente y una nube decationes está relacionada con ésta. Siun gran número de estos cationes sonsodio, la arcilla será frecuentementellamada montmorillonita sódica. Silos cationes son principalmentecalcio, la arcilla será llamadamontmorillonita cálcica.

Según el número de cationespresentes, el espacio entre capas de lamontmorillonita seca estarácomprendido entre 9,8 (sodio) y 12,1Å (calcio) y lleno de agua fuertementeligada. Cuando la arcilla seca entra encontacto con agua dulce, el espacioentre capas se expande y la arcillaadsorbe una gran “envoltura” de

agua. Estos dos fenómenos permitenque las arcillas generen viscosidad.Como lo indica la Figura 7, lasbentonitas a base de calcio sólo seexpanden hasta 17 Å, mientras que labentonita sódica se expande hasta 40Å.

El espesor de la película de aguaadsorbida es controlado por el tipo yla cantidad de cationes asociados conla arcilla. El agua que se adsorbe enlas grandes superficies planarescontiene la mayor parte del agua totalretenida por las arcillas hidratables.Los cationes divalentes como Ca2+ yMg2+ aumentan la fuerza de atracciónentre las laminillas, reduciendo así lacantidad de agua que se puedeadsorber. Los cationes monovalentescomo Na+ producen una fuerza deatracción más débil, permitiendo quemás agua penetre entre las laminillas.

10 - 12 Å

17 Å

Agua dehidratación

40 Å

1 - 2 µ

Montmorillonita cálcica

Montmorillonitasódica o cálcica

Montmorillonita sódica

SíliceAlúminaSílice

+ agua

Na+

Ca2+

Ca2+

Ca2+

Ca2+

Na+

Na+Na+

Na+

Na+

Na+Na+

Figura 7: Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica.

El espesor dela película deaguaadsorbida escontroladopor el tipo yla cantidadde cationes…


4B


Como la bentonita sódica se hinchacuatro veces más que la bentonitacálcica, la bentonita sódica generaráuna viscosidad cuatro veces másimportante. El capítulo sobre losSistemas a Base de Agua describe másdetalladamente el papel que elintercambio basado en el calciodesempeña en los sistemas tratadoscon calcio.

Además de adsorber el agua y loscationes en las superficies exteriores, laesmectita absorbe agua y cationes enlas superficies entre las capas de suestructura cristalina. La esmectita tieneuna capacidad de adsorción de aguamucho más grande que otrosminerales arcillosos. La capacidad deadsorber agua, la cantidad de cationesintercambiables (CEC) y el áreasuperficial son fenómenos muyrelacionados entre sí que a veces sonllamados propiedades coligativas de laarcilla.

Estas propiedades coligativas sonbásicamente medidas de la reactividadde la arcilla. Como la CEC es fácil demedir, se trata de un método prácticopara evaluar la reactividad de la arcillao lutita. La CEC de la arcilla se puedemedir mediante una valoración de azulde metileno. Para medir la CEC, se usauna solución de azul de metileno 0,01N, de manera que el número demilímetros de solución de azul demetileno requeridos para llegar alpunto final sea igual a meq/100 g. Elrango de CEC para materialesminerales arcillosos puros estáindicado en la siguiente tabla:

La esmectita es claramente muchomás reactiva que otros materialesminerales arcillosos. Las lutitas quecontienen esmectita son las mássensibles al agua y las más hidratables.Las lutitas que contienen otrosminerales arcillosos tienen una menor

capacidad de hidratación, aunquepuedan ser sensibles al agua. La mayoríade las lutitas contienen varios tipos dearcillas en cantidades variables. Lareactividad de una lutita depende de lostipos y de las cantidades de mineralesarcillosos presentes en la lutita. Muchasveces, la CEC constituye una mejormedida de la reactividad de la arcilla queel análisis mineralógico deducido delanálisis de difracción de rayos X. INFLUENCIA CATIÓNICA SOBRE LAHIDRATACIÓN

Como se indicó previamente, el poderrelativo de sustitución de un catión porotro está indicado por la siguientesecuencia:H+ > Al3+ > Ca2+ > Mg2+ > K+ > NH4+ >

Na+ > Li+

Un catión puede servir de enlacepara mantener unidas a las partículasdel mineral arcilloso, lo cual reduce lahidratación. Los cationesmultivalentes producen un enlacemás fuerte entre las capas que loscationes monovalentes, lo cual resultageneralmente en la agregación de laspartículas de arcilla. El potasio, uncatión monovalente, constituye laexcepción de la regla. Los cationesadsorbidos pueden hidratarse y atraeruna envoltura de agua que tiene unaforma definida. El tamaño y la formadel catión hidratado afectan sucapacidad de encajar entre lassuperficies entre capas de la arcilla yafectan tanto el hinchamiento de laarcilla como la hidratación de laarcilla. Los espacios dentro de lascapas de montmorillonita cristalinason de 2,8 Å. Los pequeños iones,como el potasio, que encajan entre lascapas de arcilla, son intercambiadoscon mayor facilidad y de manerapermanente. Además, los cationes queaumentan de tamaño al hidratarseextienden las distancias entre capaspara estimular la hidratación de laarcilla. El calcio es un buen ejemplo,teniendo un diámetro hidratado de19,2 Å. El litio es otro ejemplo,teniendo tres moléculas de agua y undiámetro hidratado de 14,6 Å. Loscationes monovalentes que tienengrandes diámetros hidratados causan

Arcilla CEC (meq/100 g)

Esmectita 80 - 150

Ilita 10 - 40

Clorita 10 - 40

Kaolinita 3 - 10

Tabla 2: Rango de CEC para materiales mineralesarcillosos puros.

Un catiónpuede servirde enlaceparamantenerunidas a laspartículasdel mineralarcilloso…

…propiedadescoligativassonbásicamentemedidas de lareactividadde la arcilla.

el mayor hinchamiento y la mayordispersión. Los cationes multivalentesque tienen pequeños diámetroshidratados son los más inhibidores.

La Tabla 3 enumera el diámetroiónico (cristalino) y el diámetrohidratado de los cationes que soncomunes a los fluidos de perforación.Después de adsorberse en la regiónentre capas, los cationes hidratadospueden deshidratarse con el tiempo yser expuestos a altas temperaturaspara que las distancias entre capas sereduzcan y que los cationes sevuelvan menos reactivos (ver lafijación de iones descritas en lasiguiente sección).

REACCIONES DE LA ARCILLA CON IONESPOTASIO

Las reacciones químicas entre laarcilla y los iones potasio son únicasen comparación con otros iones. Elmodelo de intercambio de iones noexplica totalmente la interacción delpotasio con la arcilla. Se prestaráparticular atención a este proceso,debido al uso generalizado del potasioen los fluidos de perforación yterminación para estabilizar las lutitasreactivas. Incluso en las aplicacionescostafuera en los Estados Unidos,donde el nivel de potasio debe sermantenido por debajo de 5% porrazones ambientales, esta pequeñaconcentración de iones puede ayudar aestabilizar las formaciones de lutitaactiva porque la fijación de ionespuede producirse en algunas arcillasesméctitas cuando son expuestas alpotasio.

Según Eberl (1980), el potasio puedeasociarse con los minerales arcillososde dos maneras:

1. Intercambio de iones (descritoanteriormente).

2. Fijación de iones.La reacción de intercambio de iones

se rige por la ley de acción de masas; esdecir que la velocidad de intercambiodepende de la concentración de losiones (por ej.: cuanto más grande seala relación de iones K a iones Na, másrápida será la velocidad de intercambiode K+ por Na+).

Además del intercambio de iones, lafijación de iones ocurrirá en las arcillascon capa de alta carga. Esto aumenta laselectividad de la arcilla respecto alpotasio en un orden de magnitud. Lasarcillas montmorilloníticas, tales comola bentonita de Wyoming y algunaslutitas de tipo “gumbo” que sedepositaron en ambientes pobres enpotasio, son selectivas respecto alpotasio. Basándose en cálculosteóricos, Eberl ha determinado que lafijación de potasio en las arcillasesméctitas ocurre cuando la carga decapas es alta e inclina el equilibriohacia el intercambio preferencial decationes con el potasio.

En la Costa del Golfo, el contenidode esmectita de las lutitas y de los“gumbos” se deriva de lameteorización de las rocas ígneas ymetamórficas o de la esmectitasedimentaria reciclada que se derivó ala larga de las rocas ígneas ymetamórficas. Además, las arcillasesméctitas en el Golfo de Méxicofueron sometidas a cierto grado dealteración mediante el proceso llamadodiagénesis por entierro.

Esta alteración diagenética puededividirse en una reacción de dosetapas. La primera etapa es la creaciónde esmectita con capa de alta cargamediante la sustitución de silicio poraluminio en la capa tetraédrica de laesmectita. Luego, la esmectita con capade alta carga se convierte en ilita (enrealidad, capas mixtas deilita/esmectita) mediante la fijación depotasio. Esta fijación de potasio ocurrenaturalmente, incluso cuando lasolución de poros tiene una altarelación de sodio a potasio.

Hay suficiente potasio disponiblepara permitir que las capas de



CAPÍTULO

4B

Diámetro Iónico Diámetro Hidratado Catión (Å) (Å)

Li+ 1,56 14,6

Na+ 1,90 11,2

K+ 2,66 7,6

NH4+ 2,86 5,0

Mg2+ 1,30 21,6

Ca2+ 1,98 19,2

Al3+ 1,00 18,0

Tabla 3: Radios iónicos y radios de hidratación de loscationes comunes.

Lasreaccionesquímicasentre laarcilla y losiones potasioson únicas…

…las arcillasesméctitas enel Golfo deMéxicofueronsometidas acierto gradodealteración…


4B


esmectita se transformen en capas deilita en muchos marcos geológicos. Enotros marcos geológicos, latransformación total no puedeproducirse porque no hay suficientepotasio disponible. En marcosgeológicos donde la transformación delas capas de esmectita en capas de ilitaha sido limitada por la falta de potasio,esmectita con capa alta carga puededesarrollarse mediante diagénesis. Asíes con las arcillas esméctitas de laCosta del Golfo. En general tienencapas de alta carga, y una mayorporción de la carga aparecerá en lacapa tetraédrica que debería ser másselectiva respecto al potasio a bajastemperaturas. Por lo tanto, cuando sedispone del potasio proporcionado porel fluido de perforación, incluyendolos lodos base agua salada con una altarelación de sodio a potasio, laconversión de las capas de esmectitacon capa de alta carga en capas de ilitase producirá. Esta reacción tiene comoefecto la estabilización de la lutita.

En algunas lutitas de tipo “gumbo”,las capas de esmectita con capa de altacarga coexisten con las capas deesmectita con capa de baja carga. Lascapas de esmectita con capa de bajacarga no fijarán el potasio, y en loscasos donde la concentración depotasio es considerablemente menorque la concentración de sodio, dichascapas se comportarán de conformidadcon la teoría clásica de intercambio deiones. Por lo tanto, aumentando larelación de potasio a sodio en el lodose ayudará a saturar las capas deesmectita con capa de baja carga, conpotasio y aumentará la estabilizaciónde la lutita.

PROCESOS DE ENLACE DE LASPARTÍCULAS DE ARCILLA

Además de conocer la cantidad ycalidad de las arcillas de un lodo, serequiere conocer el estado deasociación de las partículas de arcilla.Los distintos procesos de enlace de laspartículas de arcilla son importantespara la reología de las suspensiones dearcilla. Estos procesos de enlace deben

ser comprendidos para entender ycontrolar los cambios reológicos en losfluidos de perforación.

Las partículas laminares finas yplanas de arcilla tienen dos superficiesdiferentes. La cara grande o superficieplanar está cargada negativamente y lasuperficie fina del borde está cargadapositivamente donde se interrumpe lared y se expone la superficie del enlaceroto. Estas cargas eléctricas y loscationes intercambiables creanalrededor de las partículas de arcilla uncampo de fuerzas eléctricas quedetermina la manera en que dichaspartículas interactúan las unas con lasotras. Si los iones intercambiables sedisocian de la superficie de la arcilla, lafuerza repulsiva entre las láminascargadas negativamente es grande y lasláminas se dispersarán, alejándose lasunas de las otras. La dispersióncompleta es rara y es probable que sólopueda ocurrir en suspensiones diluidasde montmorillonita sódica purificada.En general se produce un cierto gradode enlaces entre las partículas.

Las partículas de arcilla se asociancuando están en uno de los siguientesestados: agregación, dispersión,floculación o desfloculación (ver laFigura 8). Pueden estar en uno o variosestados de asociación al mismotiempo, con un estado de asociaciónpredominando.

Agregación(cara a cara)

Dispersión Desfloculación

Floculación((borde a cara) (borde a borde)

Figura 8: Asociación de las arcillas.

…procesos deenlace debensercomprendidosparaentender ycontrolar loscambiosreológicos enlos fluidos deperforación.



CAPÍTULO

4B

La agregación (enlace de cara acara) resulta en la formación deláminas o paquetes más gruesos. Estoreduce el número de partículas ycausa una reducción de la viscosidadplástica. La agregación puede sercausada por la introducción decationes divalentes, tales como Ca2+,en el fluido de perforación. Estopodría resultar de la adición de cal oyeso, o de la perforación de anhidritao cemento. Después del aumentoinicial, la viscosidad disminuirá con eltiempo y la temperatura, hasta llegara un valor inferior al valor inicial.

La dispersión, reacción contraria ala agregación, resulta en un mayornúmero de partículas y viscosidadesplásticas más altas. Las laminillas dearcilla son normalmente agregadasantes de ser hidratadas y ciertadispersión ocurre a medida que sehidratan. El grado de dispersióndepende del contenido de electrolitosen el agua, del tiempo, de latemperatura, de los cationesintercambiables en la arcilla y de laconcentración de arcilla. La dispersiónes más importante cuando lasalinidad es más baja, los tiempos másaltos, las temperaturas más altas y ladureza más baja. Incluso la bentonitade Wyoming no se dispersatotalmente en agua a la temperaturaambiente.

La floculación se refiere a laasociación de borde a borde y/o bordea cara de las partículas, resultando enla formación de una estructura similara un “castillo de naipes”. Esto causaun aumento de la viscosidad,gelificación y filtrado. La severidad deeste aumento depende de las fuerzasque actúan sobre las partículasenlazadas y del número de partículasdisponibles para ser enlazadas.Cualquier cosa que aumenta lasfuerzas repulsivas entre las partículaso causa la contracción de la películade agua adsorbida, tal como laadición de cationes divalentes o lastemperaturas elevadas, puedefomentar la floculación.

La desfloculación es la disociaciónde las partículas floculadas. La adiciónde ciertos productos químicos al lodo

neutraliza las cargas electroquímicasen las arcillas. Esto elimina laatracción que resulta del enlace bordea borde y/o borde a cara entre laspartículas de arcilla. Como ladesfloculación causa una reducciónde la viscosidad, los productosquímicos desfloculantes sonfrecuentemente llamados diluyentes delodo. La desfloculación tambiénpermite la disposición plana de laspartículas de arcilla en el revoque parareducir el filtrado.

RENDIMIENTO DE LAS ARCILLAS

El rendimiento de las arcillas se definecomo el número de barriles de lodo de15 cP (centipoise) que se puedeobtener a partir de una tonelada dematerial seco. La Figura 9 ilustra larazón por la cual se seleccionó 15 cPcomo valor determinante para elrendimiento. La parte crítica de lacurva para todos los tipos de arcillaaparece a 15 cP. Grandes adiciones dearcilla hasta 15 cP aumentan muypoco la viscosidad, mientras que laspequeñas cantidades de arcilla tienenun efecto marcado sobre la viscosidadde más de 15 cP. Esto es cierto nosolamente para las arcillas comerciales,sino también para los sólidos deperforación hidratables. Tambiénresulta válido que una suspensión dearcilla de 15 cP soportará la barita enlos sistemas de lodo densificado.

Este gráfico puede ser muy útil parael ingeniero de lodos. Para unaviscosidad determinada de lasdiferentes arcillas, se puede obtenerdatos relacionados con la densidad dela lechada, el porcentaje de sólidos enpeso, el rendimiento en barriles portonelada, el porcentaje de sólidos envolumen y las libras de sólidos porbarril de lodo.

Por ejemplo, se requiereaproximadamente 20 lb/bbl debentonita (M-I GEL) para producir unlodo con una viscosidad de 15 cP. Porlo tanto, en base al gráfico, este lodocontendría 5,5% sólidos en peso,tendría un rendimiento de 100bbl/tonelada, tendría 2,5% sólidos envolumen, y pesaría unas 8,6 lb/gal.

…los productosquímicosdesfloculantessonfrecuentementellamadosdiluyentes delodo.

…rendimientode las arcillasse define comoel número debarriles de lodode 15 cP que sepuede obtenera partir de unatonelada dematerial seco.


4B


Figura 9: Curvas de viscosidad resultantes de diferentes sólidos de arcilla.

60

50

40

30

20

10

0

M-I

GEL

SALT

GEL

Sub-

ben

ton

ita

Arci

lla n

ativ

a

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50Sólidos (% en peso)

200 100 75 50 40 30 25 20 18 16 14 12 10 9 8Rendimiento (bbl/tonelada de lodo de 15 cP)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 25 30Sólidos (% en volumen)

10 20 30 40 50 75 100 150 200 250Sólidos (lb/bbl)

Densidad de la lechada (lb/gal)8,5 9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5 12,0

Vis

cosi

dad

(cP)

El rendimiento sería inferior si unaarcilla tomara menos agua. Encomparación, si se hubiera usado sub-bentonita para producir un lodo con unaviscosidad de 15 cP, este lodo contendría18% sólidos en peso, tendría unrendimiento de solamente 28bbl/tonelada, contendría 8,5% sólidos envolumen y pesaría casi 9,4 lb/gal.

Las arcillas tienen muchas aplicacionesen los lodos de perforación. La mejormanera de aumentar la viscosidad de unlodo de perforación usando la menorcantidad posible de sólidos seríaañadiendo una arcilla que tenga el mayorrendimiento (M-I GEL). Los valores másbajos de filtrado pueden ser obtenidoscon la bentonita, porque las partículasgruesas y de tamaño mediano sonproducidas normalmente a partir de laformación. La calidad del lodo será

mejorada utilizando bentonita deWyoming de alta calidad.

M-I GEL y M-I GEL SUPREME sonbentonitas de Wyoming. La diferenciaentre estas dos bentonitas es que labentonita M-I Gel es tratada con muypequeñas cantidades de polímero(peptizada) para aumentar surendimiento, mientras que M-I GELSUPREME es una bentonita no tratada. M-IGEL cumple con la Especificación API13A, Sección 4, especificaciones para“Bentonita”. M-I GEL SUPREME cumple conla Especificación API 13A, Sección 5,especificaciones para “Bentonita NoTratada”. M-I también vende bentonitaOCMA, la cual cumple con laEspecificación API 13A, Sección 6,especificaciones para “Bentonita OCMA”.OBSERVACIÓN: OCMA es la sigla de “OilCompanies Materials Association”.

Gravedad específica de sólidos = 2,4



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4B

FACTORES QUE AFECTAN ELRENDIMIENTO DE LAS ARCILLASLa hidratación y la dispersión de laarcilla seca son muy afectadas si elagua de preparación contiene sal ovarios iones metálicos. Por ejemplo,muchos lodos de perforación sonpreparados con agua salada porrazones de economía y conveniencia.Un análisis típico del agua saladapuede contener los siguientescomponentes:

El agua que contiene cualquierconcentración de sal puede sersaturada con una sal adicional. El aguasalada saturada contieneaproximadamente 315.000 mg/l decloruro de sodio. Se requiereaproximadamente 120 lb/bbl de salpara saturar el agua dulce.

La Figura 10 muestra el efecto devarias concentraciones de estos ionessobre la hidratación de la bentonita.En general, se puede decir que lahidratación de las arcillas a base deagua dulce disminuye rápidamente amedida que las concentraciones deestos iones aumentan.

Este fenómeno es más obvio en lasFiguras 11 y 12. Estos ejemplosdemuestran la hidratación de doscubos idénticos de bentonita, elprimero en agua dulce y el segundo enagua salada. La Figura 11 muestra elcubo de bentonita inicialmente en unvaso de precipitado, y nuevamentedespués de 72 horas. Se puede observarclaramente la hidratación y elhinchamiento consiguiente. La Figura12 muestra el cubo de bentonitainicialmente en el agua salada ynuevamente después de 72 horas. Estáclaro que no se ha producido casininguna hidratación.

El agua que contiene calcio omagnesio se llama agua “dura”. Paraobtener una mayor viscosidad de laarcilla, una de las prácticas consiste en“suavizar” el agua añadiendocarbonato de sodio y soda cáusticapara precipitar el calcio y el magnesio.Cuando la solución tiene altasconcentraciones de cloruro, la única

Partes por Millón Componentes (mg/l)

Sodio 10.550

Cloro 18.970

Sulfato 2.650

Magnesio 1.270

Calcio 400

Potasio 380

Bromo 65

Otros componentes 80

OBSERVACIÓN: El agua salobre puede contener los mismoscomponentes, pero a diferentes concentraciones.

Figura 10: Efecto de la viscosidad cuando se añadebentonita al agua que contiene distintas

concentraciones de sal o calcio.

30

25

20

15

10

5

00 50 100 150 200 250 300

Sal (mg/l x 1.000)0 1,5 3,0 4,5 6,0 7,5 9,0

Calcio (mg/l x 1.000)

Vis

cosi

dad

(cP)

Figura 11: Hidratación de la bentonita en agua dulce.

Inicial Después de 72 horas

Figura 12: Hidratación de la bentonita en agua salada.

Inicial Después de 72 horas

La hidratacióny la dispersiónde la arcillaseca son muyafectadas si elagua depreparacióncontiene sal ovarios ionesmetálicos.

…lahidratación delas arcillas abase de aguadulcedisminuyerápidamente a medida quelasconcentracionesde estos ionesaumentan.

Solución de sal

Solución de calcio

manera de reducir la concentración esdiluyendo con agua dulce.

Cuando el agua de preparación essalada, se puede usar SALT GEL(atapulguita) para lograr la viscosidad.La atapulguita es un mineral único. Suestructura cristalina es en forma deaguja, como lo indica la Figura 12. Sucapacidad para aumentar la viscosidades independiente del agua depreparación. A la mismaconcentración, SALT GEL en cualquiertipo de agua produciría la mismaviscosidad que M-I GEL en agua dulce.La capacidad de aumentar laviscosidad no depende de lahidratación, sino de la medida en quelos paquetes de agujas son sometidosal esfuerzo de corte. La viscosidadresultante es creada por doselementos:1. La formación de estructuras de

escobillas amontonadas por losesfuerzos de corte. Esto presentauna simple analogía con laagitación de paja en agua.

2. Las fuerzas de atracción entrepartículas, creadas por cargas deenlaces rotos en los bordes de agujasrotos por los esfuerzos de corte.Como la arcilla de atapulguita

desarrolla una viscosidad similar encualquier tipo de agua de preparación,se podría preguntar “¿por qué no seusa siempre la atapulguita?” Larespuesta sería (1) mayor costo, (2)falta de control de filtración debido ala forma de las partículas y (3)características reológicas más difícilesde controlar.

La bentonita puede ser usada comoviscosificador eficaz en agua salada sies prehidratada en agua dulce antes deser añadida al agua salada. Resultaconveniente mantener un pH de 9 a10 y tratar la lechada de bentonitaprehidratada con un desfloculanteantes de añadirla al agua salada. Deesta manera, se puede reducir lafloculación inicial seguida por unapérdida de viscosidad causada por ladeshidratación en el ambiente de aguasalada.

Esto está ilustrado en la Figura 14. Sepreparó una lechada de 30 lb/bbl debentonita, dejando que se hidrate.Luego fue añadida a un barrilequivalente de agua con unaconcentración de 100.000 mg/l decloruro de sodio.

Esta figura muestra claramente quela arcilla está dispersa en el aguasalada y las propiedades reológicasindican que la arcilla estádesempeñando su función. La mayorparte de esta viscosidad se perderá conel tiempo mediante la deshidratación,


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Figura 13: Fotomicrografía de partículas de atapulguita.

1⁄4 bbl de lechada de bentonitaprehidratada de 30 lb/bbl

+ =3⁄4 bbl de agua NaCl de100.000 mg/l

1 bbl de lechada con las siguientes propiedadesVA = 47, VP = 15 y PC = 63

Figura 14: Adición de bentonita prehidratada al agua salada.

…la arcilladeatapulguitadesarrollaunaviscosidadsimilar encualquier tipode agua depreparación...

pero una porción permanecerásiempre. La viscosidad resultantesiempre será considerablemente mayorque la viscosidad obtenida al añadirarcilla seca directamente al aguasalada.

Una reacción totalmente diferente seproduce cuando se añade sal o calciodirectamente a una lechada debentonita preparada e hidratada enagua dulce. Las Figuras 15 y 16demuestran esta reacción. Obsérvese elaumento inicial y la disminuciónsubsiguiente de viscosidad descritosanteriormente en relación con lasasociaciones de las partículas de arcilla.

La Figura 15 representa el aumentoinicial de viscosidad debido a lafloculación causada por la adición delcatión divalente Ca2+. Esto, a su vez,causa la agregación de las partículas yuna disminución de la viscosidaddebido a la deshidratación y a lareducción del número de partículas.

La Figura 16 muestrafundamentalmente la misma cosa,excepto que la floculación y laagregación son causadas por la acciónde masas de Na+, debido a suconcentración.

EFECTO DEL PHEn este momento, también resultapertinente considerar el efecto del pHsobre el rendimiento de la bentonita.La Figura 17 ilustra la viscosidad de una

lechada de bentonita en relación condiferentes valores de pH. La mayoría detodos los lodos de perforación sontratados de manera que sean alcalinos,es decir que deberían tener un pHmayor de 7. Como el pH no afecta laviscosidad, una de las principalesconsideraciones es la selección delrango de pH más deseable paraoptimizar las propiedades reológicas delfluido de perforación. El gráfico indicaque la viscosidad de una suspensión debentonita alcanza su punto más bajodentro del rango de pH de 7 a 9,5. Estaes una de las razones por las cuales lamayoría de los fluidos de perforación a



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Figura 15: Efecto del calcio sobre la bentonitaprehidratada.

70

60

50

40

30

20

10

00 1 2 3 4 5 6

Calcio x 100 (mg/l)

Vis

cosi

dad

(cP)

Figura 16: Efecto de la sal sobre la bentonitaprehidratada.

60

50

40

30

20

10

00 1 2 3 4 5 6

Sal (mg/l x 1.000)

Vis

cosi

dad

(cP)

Figura 17: Efecto del pH sobre la bentonita deWyoming.

70

60

50

40

30

20

10

00 2 4 6 8 10 12

pH

Vis

cosi

dad

(cP)

…todos loslodos deperforación...deberíantener un pHmayor de 7.


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base de agua son utilizados dentro deeste rango. Cuando el pH es mayor de9,5, la dispersión de la arcilla aumenta,incrementando la viscosidad del fluidode perforación.

En previas discusiones, se pusoénfasis en la obtención de la mayorviscosidad a partir de la más pequeñaadición de material. La importancia del

pH es que la viscosidad creada porvalores superiores a 10 a veces noguarda proporción con lo que seconsidera ser las propiedades deseablesdel lodo. Por razones obvias, talescomo seguridad y corrosión, los lodosde perforación casi nunca sonutilizados dentro del rango ácido conun pH inferior a 7.

La viscosidad resulta de los esfuerzosde fricción y de los esfuerzos eléctricosque existen dentro de un sistema delodo. Los sólidos se incorporan dentrodel lodo de perforación a medida quela perforación va avanzando. Estossólidos serán triturados y sedescompondrán en partículas muyfinas, causando un aumento de laviscosidad del lodo, a menos que lossólidos sean retirados del sistema. Laperforación a través de varioscontaminantes también causará lafloculación y un aumento de laviscosidad.

Evaluando las propiedadesreológicas del lodo, el ingeniero delodos podrá determinar rápidamentela causa del problema y el tratamientoapropiado para reducir la viscosidad.El agua es eficaz para reducir laviscosidad si el contenido de sólidos esalto, pero no constituye el tratamientomás económico si la viscosidadanormal es causada por la floculaciónquímica (indicada por un alto puntocedente y grandes esfuerzos de gel).Existen varios aditivos no iónicosorgánicos e inorgánicos que puedenser usados para reducir eficazmente lafloculación.

Se considera que el efecto principalde los productos químicos reductoresde viscosidad es la neutralización delas cargas catiónicas de enlaces rotosresiduales. El mecanismo de estaacción en suspensiones de arcilla enagua consiste en reducir la porción dela viscosidad causada por las fuerzasde atracción entre las partículas, sinafectar considerablemente la porción

de la viscosidad que se debe a lahidratación de los minerales arcillosos.Los materiales no iónicos se adsorbenen los bordes de las partículas dearcilla para satisfacer las cargascatiónicas de enlaces rotos residuales.Los productos químicos de cargaaniónica que se usan comúnmentepara el tratamiento del lodo deperforación incluyen fosfatos, taninos,ligninas de ácido húmico (lignito),lignosulfonatos y polímeros sintéticosde bajo peso molecular. Esta adsorciónmodifica el equilibrio de las fuerzasque actúan sobre la partícula dearcilla, pasando de una fuerza deatracción (floculación) a una fuerzarepulsiva (desfloculación). En vez deunirse, las partículas se rechazan otienden a evitar cualquier contactoentre ellas.

Los agentes de tratamiento químicoreducen la floculación en los fluidosde perforación base agua-arcilla,mediante uno o varios de lossiguientes mecanismos.1. Eliminando el contaminante

mediante precipitación.2. Reduciendo los efectos del

contaminante mediante lacomplejación del contaminado(secuestro).

3. Neutralizando la floculaciónmediante la satisfacción de lascargas catiónicas en las partículas dearcilla.

4. Encapsulando o formando unapelícula protectora alrededor de lapartícula de arcilla.

Principios del Tratamiento QuímicoLa viscosidadresulta de losesfuerzos defricción y delos esfuerzoseléctricos queexistendentro de unsistema delodo.



CAPÍTULO

4B

FOSFATOS

Los dos fosfatos principales usados enel lodo de perforación son:1. Pirofosfato Ácido de Sodio (SAPP),

pH de 4,8.2. Tetrafosfato de Sodio (STP o PHOS),

pH de 8,0.

Estos fosfatos son potentesdispersantes no iónicos y sólo untratamiento pequeño puede producir lamáxima reducción de la viscosidad. Lacantidad de producto de tratamientopara la simple dispersión casi nuncaexcede 0,2 lb/bbl. Esto significa quepara un sistema de 1.000 bbl, sólo serequiere 200 lb para diluir el fluido. Losfosfatos pueden ser añadidosdirectamente a través de la tolva o apartir del barril químico. Si los fosfatosson añadidos a partir del barril químico,se mezclará aproximadamente 50 lb defosfato con un barril de agua. Luego seañade la solución directamente al lodo,de manera uniforme durante unacirculación. Los fosfatos son usados principalmenteen lodos de bajo pH y lodos deperforación inicial. Los fosfatos reducenla viscosidad de dos maneras: (1)neutralizan las fuerzas de atracción alser adsorbidos en la superficie de lossólidos, y (2) eliminan el calcio y elmagnesio. Debido a su bajo pH y a sucapacidad para eliminar el calcio, elSAPP es un excelente agente detratamiento para la contaminación decemento. Los fosfatos casi nunca sonusados solos en el tratamiento del lodo;más bien se usan para complementar elcontrol, junto con la soda cáustica y undiluyente orgánico. Si el SAPP (pH de4,8) fuera usado solo de maneracontinua, el lodo se volvería ácido. Estopodría ser perjudicial y podría causaruna corrosión grave y una viscosidadexcesiva. El PHOS tiene un pH másneutro (8,0), lo cual hace que sea más

adecuado para los tratamientos derutina de dilución del lodo.Los fosfatos tienen una aplicaciónlimitada para el tratamiento. Losmateriales no son diluyentes eficacesdel lodo a temperaturas moderadas. Sila temperatura del lodo excedeconsiderablemente 175ºF (79,4ºC), losfosfatos se transforman en ortofosfatos.Como ortofosfatos, éstos pueden serfloculantes en vez de ser desfloculantes.Esto no descarta la posibilidad deutilizar fosfatos para secuestrar el calcioa altas temperaturas. Comoortofosfatos, estos materiales aún tienenla capacidad de reducir el calcio,aunque su capacidad diluyente seainferior. Además, los fosfatos no soneficaces en mayores concentraciones desal.

LIGNITO

El lignito de base usado para controlar laviscosidad es TANNATHIN® (pH 3,2). Ellignito es menos soluble a un pH bajo;por lo tanto, para que sea eficaz, el pHdel lodo debe estar comprendido dentrodel rango alcalino o el lignito debe serpresolubilizado en una lechada de altopH antes de ser añadido al sistema delodo. En general se añade soda cáusticacon los aditivos de lignito de bajo pH.En la aplicación de campo, la relaciónde soda cáustica a TANNATHIN variará de1:6 a 1:2. La mejor manera de añadir lasligninas es a través de la tolva de lodo.TANNATHIN es más eficaz en los sistemasde lodo que tienen valores de pHcomprendidos entre 9 y 10,5. CAUSTILIG®

es un lignito caustizado que tiene un pHde aproximadamente 9,5. K-17TM es unlignito neutralizado con hidróxido depotasio que tiene un pH deaproximadamente 9,5.

XP-20® (pH 10) es un lignito de cromopre-reaccionado que se usaprincipalmente en conjunción conSPERSENE™ (lignosulfonato de cromo).

…fosfatossondispersantesno iónicospotentes…

Los fosfatosson usadosprincipalmenteen lodos debajo pH ylodos deperforacióninicial.


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Este producto complementa elrendimiento del Sistema deLignosulfonato de Cromo de M-I (CLS osistema SPERSENE/XP-20). Como parteintegrante del sistema de lodoSPERSENE/XP-20, XP-20 actúa comoestabilizador y emulsificante del fluidode perforación. Reduce el filtrado ycontribuye a las propiedades inhibidorasdel lodo. Se trata del principalestabilizador térmico en el sistemaDURATHERM™ de alta temperatura. Laaplicación de XP-20 no se limita a lossistemas de SPERSENE/XP-20 y DURATHERM,y este producto se puede usar en unagran variedad de sistemas desfloculadosa base de agua, para controlar el filtrado,diluir y aumentar la estabilidad térmica.

Los aditivos de lignito facilitan laformación de emulsiones de aceite enagua y en general no son eficaces enaltas concentraciones de calcio. Sólo sonmoderadamente eficaces en altasconcentraciones de sal.

LIGNINAS

Las ligninas constituyen un grupo deproductos similares al lignito y allignosulfonato que provienen de lacorteza de árbol sometida a untratamiento químico. QUEBRACHO es unamezcla de lignina/lignito diseñada paraproporcionar funciones de dilución ycontrol de filtrado. En general, losproductos tánicos son más solubles queotros productos químicos en lodos debajo pH. Son más eficaces a bajastemperaturas y en ambientes de altasalinidad, en comparación con losaditivos a base de lignito. Los taninos

son generalmente más costosos yproducen efectos más breves que ellignito y el lignosulfonato. Desco, unalignina de cromo producida por DrillingSpecialties Co., y Desco CF, una ligninasin cromo, son productos muy usadoscomo diluyentes.

LIGNOSULFONATOSLos lignosulfonatos incluyen

SPERSENE, un lignosulfonato de cromo;SPERSENE CF®, un lignosulfonato sincromo; y SPERSENE I, un lignosulfonatode ferrocromo. Estos aditivos sonmateriales versátiles que tienennumerosas aplicaciones en muchossistemas desfloculados a base de agua.Estos materiales producen buenosresultados a todos los niveles de pHalcalino, pueden ser usados con altosniveles de sal y son eficaces en lapresencia de altos niveles de calcio.

Los aditivos de lignosulfonato tieneun bajo pH (aproximadamente 3,0).Por este motivo, soda cáustica deberíaser añadida con todos lostratamientos de SPERSENE. La cantidadde soda cáustica depende del tipo delodo que se está utilizando, pero engeneral se añade una parte de sodacáustica para cuatro partes de SPERSENE.Este producto no solamente reduce laviscosidad y el esfuerzo de gel, sinoque cuando se usa en cantidadessuficientes, también reduce la pérdidade agua y proporciona un ambienteinhibidor. Las adiciones de SPERSENEson generalmente realizadas a travésde la tolva mezcladora.

Los aditivosde lignitofacilitan laformación deemulsionesde aceite enagua…



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APLICACIÓN

La Figura 18 demuestra los cambios deviscosidad que ocurren cuando losvalores de viscosidad plástica y puntocedente son modificados por lacontaminación y el tratamientoquímico. Los datos pueden seranalizados para determinar el efecto delos diferentes materiales añadidos paraestimular cambios sobre la viscosidadMarsh y la viscosidad aparente, luegointerpretar los valores reológicos. Ya seamedida en segundos/cuarto de galóncon el embudo (viscosímetro Marsh) oen cP con el viscosímetro, la viscosidadaparente consta de dos componentes:(1) contenido de sólidos y naturaleza deestos sólidos, y (2) atracciónelectroquímica entre los sólidos.

La viscosidad aumenta a medida quelos contaminantes son introducidos y/oque el contenido de sólidos aumenta. Sila viscosidad Marsh aumenta, entoncesla viscosidad aparente generalmenteaumentará. También es cierto que siuna de las dos disminuye, la otrageneralmente disminuirá. Sin embargo,si se mide solamente la viscosidadaparente, este valor no es muy útil parael control del lodo. La viscosidadplástica, el punto cedente y los esfuerzos degel son los factores importantes. Laviscosidad plástica constituye unamejor medida de la viscosidadestructural que la que se determina apartir de la concentración de sólidos. Elpunto cedente y los esfuerzos de gel sonmás bien medidas de la hidratación yde la floculación de la arcilla. Lospuntos cedentes y esfuerzos de gel enlodos de polímeros xanticos sin arcillason menos afectados por lacontaminación normal, la

floculación/desfloculación y la diluciónde productos químicos no iónicos.

Los principios del tratamientoquímico en un fluido base agua-arcillaestán ilustrados en la Figura 18:1. La introducción de 1/2 lb/bbl de

cemento causó la floculación debidoprincipalmente a la contaminaciónde calcio. Tanto la viscosidad Marshcomo la viscosidad aparenteaumentan. El análisis del gráficoindica que este cambio de viscosidadfue producido por el aumento delpunto cedente (aumento de lasfuerzas de atracción o de lafloculación). La viscosidad plástica nosufrió prácticamente ningún cambioporque la viscosidad plástica se debeprincipalmente a los sólidos.

2. Se añadió 10% de agua parademostrar que el agua no tiene casiningún efecto sobre la reducción delpunto cedente (floculación). El aguano elimina el calcio, el cual causa lafloculación o altas fuerzas deatracción. El agua sólo puedeaumentar la separación de los sólidos,pero no cambia la asociación de lasarcillas ni modifica el punto cedente.

3. La adición de 1 lb/bbl de PHOS (paraquitar el calcio) produce unareducción importante de laviscosidad Marsh y de la viscosidadaparente. Esto fue causado por lareducción del punto cedente. Elpunto cedente fue reducido porque elPHOS reduce la cantidad de calcio ydesflocula las partículas de arcilla.También se ha demostrado que estaadición de producto químico notiene casi ningún efecto sobre laviscosidad plástica.

La viscosidadplástica, elpuntocedente y losesfuerzos degel son losfactoresimportantes.


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Figura 18: Principios del tratamiento químico.

120

100

80

60

80

60

40

20

0Lodo 10% 200 10% 1/4 de base agua lb/bbl agua lb/bbl

M-I BAR PHOS1/2 1 1/4 1/4 10%

lb/bbl lb/bbl lb/bbl lb/bbl aguacemento PHOS PHOS cemento +

10 lb/bblarcilla

A B C D E F G H I

VA

, VP

y PC

(cP

o l

b/10

0 pi

es2 )

Vis

cosi

dad

Mar

sh (

seg/

qt)

Visc

osid

ad M

arsh

Viscosidad aparenteViscosidad plástica

Punto cedente



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4. El segundo aumento de viscosidad(Parte D) fue causado por la adiciónde 200 lb/bbl de barita (sólidosinertes) para aumentar el peso dellodo. El cambio de viscosidadaparente es prácticamente el mismoque antes, pero tiene una causatotalmente diferente. Este cambio deviscosidad fue producido por elaumento de la viscosidad plástica. Laadición de sólidos causó mayorfricción entre los sólidos debido alaumento del área superficial total delos sólidos. El punto cedente sóloaumentó ligeramente porque lossólidos están más cerca los unos delos otros. Cualquier fuerza deatracción será más eficaz debido a lareducción de la distancia entre laspartículas. Sin embargo, la viscosidadMarsh y la viscosidad aparenteaumentaron principalmente debidoal aumento de la viscosidad plástica.En este caso, el tratamiento correctodel lodo consistiría en añadir agua.

5. Se añadió 1/4 lb/bbl de PHOS parademostrar que se puede obtener unaligera reducción de la viscosidad alreducir el punto cedente, y tambiénpara demostrar que el tratamientoquímico solo no reducirá la altaviscosidad de los sólidos. Laviscosidad seguía alta, aún despuésdel tratamiento.

6. El tratamiento correcto para reducirla viscosidad consiste en añadir agua.Se añadió diez % en volumen deagua y se redujo la viscosidadplástica. Tanto la viscosidad Marshcomo la viscosidad aparentedisminuyeron considerablementeporque estas viscosidades dependende la viscosidad plástica. El puntocedente sólo disminuyó ligeramente.

7. La adición de un contaminantequímico y de sólidos reactivos causael tercer aumento de la viscosidad,aumentando tanto el punto cedentecomo la viscosidad plástica. El 1/4lb/bbl de cemento aumentó el puntocedente como en la Parte A. La

viscosidad plástica aumentó cuandose añadieron 10 lb/bbl de arcilla, porla misma razón que la viscosidadaumentó en la Parte D cuando seintrodujeron los sólidos. Sinembargo, hay una diferenciaimportante. Los sólidos de arcilla sehidratan y toman agua. Como haymenos agua libre disponible, lafricción aumenta considerablementecon solamente una pequeña cantidadde sólidos. Para un volumen unitariode sólidos, los sólidos de perforaciónhidratables siempre aumentan laviscosidad más que los sólidosinertes. El tratamiento correcto eneste caso consiste en añadirdiluyentes químicos y agua dedilución para reducir la viscosidadplástica y el punto cedente.

8. La adición de productos químicoscausó una reducción de la viscosidadpor la misma razón que en la Parte C.

9. La adición de agua disminuyó laviscosidad por la misma razón que enla Parte F.

La siguiente generalización puede serrealizada para el control máseconómico de las propiedades de flujo afin de obtener condiciones óptimas:1. Un punto cedente creciente,

acompañado por poco o ningúncambio de la viscosidad plástica,puede ser reducido o controladomediante la adición de diluyentesquímicos en un sistema base agua-arcilla.

2. Una viscosidad plástica creciente,acompañada por poco o ningúncambio del punto cedente, puede serreducida o controlada con el agua omediante el uso de equiposmecánicos de control de sólidos paraeliminar los sólidos no deseados.

3. Los grandes aumentos simultáneosdel punto cedente y de la viscosidadplástica pueden ser reducidos ocontrolados mediante las dos técnicasmencionadas anteriormente.

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Contaminación y Tratamiento

Contaminación y Tratamiento 4C.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

4C

Un contaminante es cualquier tipo dematerial (sólido, líquido o gas) que tieneun efecto perjudicial sobre lascaracterísticas físicas o químicas de unfluido de perforación. Lo que en un tipode fluido de perforación constituye uncontaminante, en otro no seránecesariamente un contaminante.

Los sólidos reactivos de baja densidadson contaminantes comunes en todoslos fluidos de perforación. Estos sólidosse componen de sólidos perforados quese han incorporado dentro del sistema oque resultan del tratamiento excesivocon arcillas comerciales. Desde el puntode vista económico, los sólidosperforados y los problemas relacionadoscon su control tienen un mayor impactosobre el costo del lodo que los otrostipos de contaminación. Sin embargo,este capítulo se centrará principalmenteen los siguientes contaminantesquímicos comunes de los lodos baseagua:1. Anhidrita (CaSO4) o yeso

(CaSO4•2H2O).2. Cemento (silicato complejo de

Ca(OH)2).3. Sal (sal de roca, agua de preparación,

agua salada, magnesio, calcio ycloruro de sodio, y agua irreductible).

4. Gases ácidos, incluyendo el dióxidode carbono (CO2) y el sulfuro dehidrógeno (H2S).Con excepción de los gases ácidos,

estos contaminantes químicos estándirectamente relacionados a lasreacciones de intercambio de iones conlas arcillas. Por lo tanto, la concentraciónde sólidos de tipo arcilloso en un lodobase agua está directamente relacionadacon la severidad con la cual elcontaminante químico afecta laspropiedades del lodo. La Capacidad deAzul de Metileno (MBC) constituye unabuena indicación de la concentración desólidos de tipo arcilloso. Los lodos conniveles de MBC inferiores a 15 lb/bblson menos afectados por lacontaminación química.

Una reacción de intercambio de ionespuede ocurrir cuando la bentonita sódicaestá expuesta a los ambientes químicosque contienen altas concentraciones deotros iones metálicos, floculando

inicialmente, y luego posiblementeconvirtiendo químicamente la bentonitaen una arcilla de rendimiento más bajo.Esto afecta la cantidad de agua adsorbiday el tamaño, la forma y la asociación delas partículas, produciendo lainestabilidad de la reología y del controlde filtrado.

La severidad de estos contaminantesimpuso la necesidad de desarrollarsistemas de lodo capaces de tolerarlos.Estos sistemas incluyen lodos delignosulfonato, lodos de polímeros conbajo contenido de coloides, lodos decalcio, lodos yeso y lodos salados.Muchos de estos sistemas sonpretratados deliberadamente conlignosulfonato, sal (cloruro de sodio) ymateriales cálcicos como la cal o el yeso.Por lo tanto, cuando concentracionesadicionales de estos contaminantes sonencontradas, éstas no tienen casi ningúnefecto sobre los sistemas.

Los objetivos principales de estecapítulo son:• Poner de manifiesto la(s) fuente(s) de

cada contaminante químico• Describir la manera en que cada

contaminante afecta las propiedadesdel lodo.

• Describir la manera de usar loscambios de las propiedades del lodopara identificar al contaminante.

• Describir la manera de tratar el lodopara restablecer las propiedadesoriginales.

Como los cambios de las propiedadesfísicas del lodo, tales como el aumentode la reología y del filtrado debido a lafloculación, son similares con cualquiercontaminante químico que estépresente, dichos cambios de laspropiedades físicas sólo indican queexiste algún contaminante. Seránecesario realizar un análisis de loscambios de las propiedades químicaspara identificar al contaminante. Por lotanto, describiremos detalladamente lasfuentes, los efectos y las opciones detratamiento de cada contaminantequímico. Al final del capítulo se incluyeuna guía de referencia rápida y tablas enunidades métricas e inglesas (ver lasTablas 2, 3 y 4).

Uncontaminantees cualquiertipo dematerial...quetiene un efectoperjudicialsobre lascaracterísticasfísicas oquímicas deun fluido deperforación.

Introducción

Contaminación y TratamientoCAPÍTULO

4C


Hay pocas áreas en el mundo donde nose perfora a través de la anhidrita o delyeso. La anhidrita y el yeso son sulfatosde calcio y tienen composicionesquímicas prácticamente idénticas. Elyeso (CaSO4•2H2O), con su agua fijada,es más soluble que la anhidrita (CaSO4).La severidad de este contaminantedepende principalmente de la cantidadperforada. Si se encuentra solamente unapequeña cantidad de un contaminante,éste puede ser tolerado mediante laprecipitación del ion calcio. Si seencuentran grandes cantidades, elsistema de lodo debería ser convertidoen un sistema a base de calcio. Lossistemas a base de cal y de yeso puedentolerar la contaminación de anhidrita oyeso sin afectar negativamente laspropiedades del lodo.

El efecto inicial de la contaminaciónde calcio sobre un sistema de lodo a basede bentonita es la alta viscosidad, altosesfuerzos de gel y un mayor filtrado. Lamedida en que estas propiedades sonafectadas depende de la concentracióndel contaminante, la concentración desólidos reactivos y la concentración dedesfloculantes químicos en el lodo deperforación.

Como se muestra a continuación, alsolubilizarse en agua, el sulfato de calciose ioniza en iones calcio y sulfato.

CaSO4 Ca2+ + SO42–

La solubilidad de CaSO4 escontrolada por el pH, la salinidad y latemperatura. El aumento del pH y dela temperatura reduce la solubilidaddel yeso, mientras que el aumento delos cloruros del lodo aumenta lasolubilidad. La solubilidad del sulfatode calcio es reversible y alcanzaráalgún grado de equilibrio con elambiente químico.

FACTORES DE DETECCIÓN

La primera indicación decontaminación de anhidrita o yeso esel aumento de las propiedades físicas,incluyendo la viscosidad Marsh, el

punto cedente y los esfuerzos de gel.Será necesario realizar pruebasquímicas para identificar elcontaminante químico que estápresente, porque el aumento de estaspropiedades físicas también constituyela primera indicación de otros tipos decontaminación química. Lasprincipales indicaciones decontaminación de yeso o anhidritaincluyen:1. Aumento de la cantidad de calcio en

el filtrado. Es posible que esteaumento inicialmente no resulteevidente si hay algún excedente deiones carbonato, bicarbonato ofosfato en el lodo, o si se estáaumentando el pH del sistema delodo. Sin embargo, una vez que elyeso solubilizado haya agotado estoselementos químicos, el pHdisminuirá porque el pH del yeso (6a 6,5) es muy bajo. Esta reduccióndel pH resultará en un aumentoimportante de la cantidad de calcioen el filtrado, visto que lasolubilidad del calcio varía enrelación inversamente proporcionalal pH.

2. La reducción del pH y de laalcalinidad y el aumento de lacantidad de calcio en el filtradoconstituyen los indicadores másconfiables.

3. Debido a la solubilidadrelativamente limitada de laanhidrita y del yeso, los recortespueden contener trazas del mineral.Esto es demostrado frecuentementeen los recortes por la presencia debolitas blandas de material solubleen ácido.

4. La prueba cualitativa para el ionsulfato debería indicar un aumento.Sin embargo, esta prueba tambiéndetecta el ion sulfonato. La pruebacarece de sentido si se usalignosulfonato como desfloculanteprincipal, a menos que se efectúeuna comparación con el lodo nocontaminado.

Contaminación de Anhidrita o Yeso

La anhidritay el yeso sonsulfatos decalcio y tienencomposicionesquímicasprácticamenteidénticas.

Lasolubilidadde CaSO4 escontroladapor el pH, lasalinidad ylatemperatura.



CAPÍTULO

4C

TOLERANCIA DEL CONTAMINANTE

Tratamiento del lodo para lacontaminación de yeso/anhidrita:1. Aumentar la concentración de

desfloculante en el sistema. Ellignosulfonato y el lignito sondesfloculantes eficaces en presenciade calcio. Este tratamiento puede sersuficiente, según la cantidadperforada de anhidrita o yeso. Ellignito causa la quelación del ioncalcio, eliminándolo de esa manera.Si hay demasiado calcio, seránecesario usar carbonato de sodio(Na2CO3) para precipitarlo.

2. El pH debe ser mantenido dentrodel rango de 9,5 a 10,5 con sodacáustica (NaOH) o potasa cáustica(KOH). Este rango de pH limita lasolubilidad del yeso y aumenta elrendimiento del lignosulfonato.

3. Cualquiera de los siguientesproductos químicos puede precipitarun aumento de la cantidad de calcioen el filtrado. La precipitación delcalcio con una fuente de ionescarbonato es sumamente eficaz.Debido al bajo pH de laanhidrita/yeso (6 a 6,5), el carbonatode sodio constituye el carbonatopreferido porque tiene un pH másalto (11 a 11,4) que el bicarbonatode sodio (8 a 8,5). Cuando se mezclacarbonato de sodio en agua, el pHaumenta debido a la formación deun ion hidroxilo, de la manerasiguiente:2Na2CO3 + H2O

HCO3 + CO3 + 4Na+ + OH– (pH <11,3)

ISi los iones calcio están presente,éstos se precipitarán como CaCO3insoluble (caliza). La reacción entre elcarbonato de sodio y el yeso es lasiguiente:

Na2CO3 + CaSO4Na2SO4 + CaCO3 (pH >11,3)

Una reacción similar ocurre cuandose usa bicarbonato de sodio comoprecipitante. Los productossecundarios de la reacción soncompuestos químicos tales como elbicarbonato de calcio (Ca(HCO3)2),un material altamente soluble (segúnel pH). Con la cantidad adicional desoda cáustica para mantener el pHencima de 9,7, el ion bicarbonato seconvierte en carbonato. Luegoreacciona con el calcio del filtradopara precipitar CaCO3. Sin embargo,el periodo intermedio durante el cualel ion bicarbonato está presentepuede crear problemas que pueden sercasi tan graves como lacontaminación propiamente dicha.Por lo tanto se prefiere usar carbonatode sodio en vez de bicarbonato desodio. Evitar el tratamiento excesivocon carbonato de sodio obicarbonato. Usar la Tabla 2 paracalcular la cantidad de aditivonecesaria.

Los fosfatos también tienen lacapacidad de complejar el calcio delfiltrado. Esta reacción produce unfosfato de calcio insoluble. Losmateriales comunes de este tipo queestán disponibles incluyen:

Pirofosfato Ácido de Sodio (SAPP) –Na2H2P2O7 (pH 4,8)

Tetrafosfato de Sodio (STP o PHOS)– Na6P4O13 (pH 8,0)

Los fosfatos están limitados por suestabilidad térmica relativamente baja(aproximadamente 200ºF). Cuando seexcede esta temperatura, los fosfatos seconvierten en ortofosfatos. Comotales, no son eficaces comodesfloculantes pero aún son capaces deeliminar el calcio. Sin embargo, elcarbonato de sodio constituye elproducto preferido para tratar el calciode la anhidrita o del yeso atemperaturas mayores de 200ºF.

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CONVIRTIENDO EL SISTEMA EN UNSISTEMA A BASE DE CALCIOCuando se perforan grandes seccionesde anhidrita o yeso, la magnitud de lacontaminación hace que seaprácticamente imposible mantener laspropiedades de flujo y el control defiltrado deseables. Por lo tanto esnecesario añadir sulfato de calcio paraconvertir el sistema en un sistema delodo a base de calcio.

El lodo puede ser convertido en unlodo yeso mediante el tratamiento consoda cáustica, lignosulfonato y yesoadicional. Un lodo yeso es un sistemade bajo pH, pero se requieren grandescantidades de soda cáustica paramantener el pH dentro del rangodeseado de 9,5 a 10,5. Una “cresta” deviscosidad (aumento) ocurrirá amedida que se añade el yeso adicional,pero con las adiciones apropiadas deagua, soda cáustica y lignosulfonato,el tipo de lodo cambiará después deuna circulación y la viscosidaddisminuirá. El yeso es añadido hastaque no tenga ningún efectoperjudicial sobre las propiedades dellodo, después de lo cual se mantieneun excedente de yeso (5 a 8 lb/bbl)para alimentar las reacciones químicasque se están produciendo. Los niveles

típicos de calcio varían de 600 a 1.200mg/l en un lodo yeso, según el pH.

El lodo también puede serconvertido en lodo cálcico mediantela aplicación del tratamiento químicoque acabamos de describir. Paraconvertir el lodo en lodo cálcico, seañade una cantidad adicional de calen vez de yeso, manteniendo unexcedente. Para mantener unexcedente de cal, la mayoría de la caldebe permanecer insoluble. Por lotanto, el pH del lodo cálcico debe sercontrolado en exceso de 11,5,mediante adiciones de soda cáustica ycal. La soda cáustica reacciona con elsulfato de calcio para producir caladicional, de la manera indicada porla siguiente ecuación:

2NaOH + CaSO4Ca(OH)2 + Na2SO4

El lodo resultante tratado con calrequiere una cantidad anormal de sodacáustica para mantener el excedente decal, si se están perforando grandescantidades de anhidrita o yeso. Por lotanto, se prefiere generalmente usar unlodo yeso. Ambos lodos requieren laadición de un agente de control defiltrado que no sea demasiado sensibleal calcio, tal como POLYPAC®, POLY-SAL™,RESINEX®, etc.

En cada pozo que se perfora existe laposibilidad de perforar a través decemento. Las únicas circunstancias bajolas cuales el cemento no es uncontaminante son cuando se usa aguaclara, salmueras, lodos a base de calcioo lodos base aceite, o cuando elcemento está totalmente curado. Elsistema de lodo más usado es el sistemade bentonita de bajo pH. En este caso,el cemento puede tener efectos muyperjudiciales sobre las propiedades dellodo. La severidad del contaminantedepende de factores tales como eltratamiento químico anterior, el tipo yla concentración de sólidos, la cantidadde cemento perforada, y la medida en

que el cemento se curó en el pozo.Debemos recordar que la barita a granelpuede ser contaminada ocasionalmentepor cemento durante el transporte o enel equipo de perforación, y puedecausar una contaminación de cementograve, aunque no se haya anticipadoninguna.

El efecto inicial de la contaminaciónde cemento es la alta viscosidad, altosesfuerzos de gel y la reducción delcontrol de filtrado. Esto resulta delaumento del pH y de la adsorción delion calcio en las partículas de arcilla,causando la floculación.

Contaminación de Cemento

…añadirsulfato decalcio paraconvertir elsistema enun sistemade lodo abase decalcio.

…el cementopuede tenerefectos muyperjudicialessobre laspropiedadesdel lodo.



CAPÍTULO

4C

Cemento es un silicato de calcomplejo, Ca(OH)2. Al solubilizarse enagua o en la fase acuosa de un fluidode perforación, produce unaabundancia de iones hidroxilo (OH–).

Ca(OH)2 Ca2+ + 20H– (pH <11,7)

La reacción anterior es reversible yrepresenta un equilibrio entre laconcentración de cemento y el pH dellodo. La solubilidad de la caldisminuye a medida que el pH dellodo aumenta. Cuando el pH excede11,7, la cal se precipita de la solución.Por lo tanto, la cal se vuelveprácticamente insoluble a un pHmayor de 11,7 y proporciona unexcedente o una reserva de cal noreaccionada, debido a la presencia decemento no disuelto.

La indicación principal de lacontaminación de cemento es unaumento importante del pH, de Pm ydel excedente de cal calculado, talcomo sea medido por Pm y Pf.

Si la cantidad de cemento perforadoes relativamente pequeña, el problemano es grave. El lodo contaminadopuede ser eliminado en la zaranda otratado con desfloculantes yprecipitantes. La etapa de la operaciónde perforación puede ser importantecuando se realiza el tratamiento de lacontaminación de cemento. Unapequeña contaminación puede sertratada eficazmente para dejar unfluido satisfactorio en el pozo comofluido de empaque, pero en muchoscasos no se toma suficiente tiempopara acondicionar el lodocorrectamente. La contaminación decemento a altas Temperaturas deFondo (BHT) debe ser tratada rápida ycompletamente para evitar lagelificación o solidificación que sueleproducirse a altas temperaturas.

Las siguientes opciones deberían serconsideradas cuando se perfora unagran cantidad de cemento:1. Si la operación de cemento se

encuentra en una etapa intermediao final, se debería considerar laposibilidad de usar agua en vez delodo de perforación para perforar elcemento. Esta opción sólo es viablecuando el cemento se encuentra en

un pozo que está totalmenterevestido y cuando no hay ningunacomunicación de presión a travésdel cemento.

2. Si es necesario usar el lodo deperforación, los problemas decontaminación puedengeneralmente resolverse si laoperación de perforación seencuentra en una etapa intermedia.A estas alturas de la operación, sesuele contar con suficiente tiempopara realizar el tratamiento y ladilución gradual a fin deacondicionar el lodo correctamente.

3. Si el pozo está en la etapa determinación, sería necesarioestablecer un tiempo suficiente paratratar apropiadamente lacontaminación de cemento, si no,un problema de gelificación podríadesarrollarse. Si se usa un lodocálcico como fluido de empaque, ellodo podría ser tratado simplementecon desfloculantes y mediante ladilución.

El efecto del pH sobre la solubilidaddel cemento dificulta el tratamientocon precipitantes, a menos que secuente con suficiente tiempo pararealizar la dilución y la reducción delpH. Los iones hidroxilo producidos porel cemento aumentan el pH, haciendoque el calcio (cemento) sea insoluble.Por lo tanto, un lodo muycontaminado puede tener propiedadesde flujo típicamente bajas, debido a lareacción de intercambio de ionescalcio, al alto pH, alta alcalinidad, altoPm, bajo calcio de filtrado y al filtradogeneralmente alto, según laconcentración química del lodo.Siempre se debe tener mucho cuidadoal realizar el tratamiento del lodocontaminado por cemento. Es posibleque las bajas propiedades de flujoderivadas de las pruebas realizadas abajas temperaturas no indiquen lacondición del lodo en el fondo delpozo, especialmente a las temperaturasde fondo mayores de 275ºF. Lagelificación producida por altastemperaturas puede constituir unproblema grave con los lodoscontaminados por el cemento.

Lacontaminaciónde cemento aaltas... (BHT)debe sertratada rápida ycompletamente…


4C


TOLERANCIA DEL CONTAMINANTE

Tratamiento del fluido deperforación para la contaminaciónde cemento:1. Aumentar la concentración de

desfloculantes en el sistema. Ellignosulfonato y el lignito son muyeficaces en la presencia de calciodentro de un amplio rango de pH. Sise desea lograr un mayor control delfiltrado, los productos TANNATHIN®,RESINEX y XP-20® son muy eficaces enun ambiente que tiene una altaconcentración de calcio. La mayoríade los problemas de contaminaciónde cemento pueden ser tolerados deforma aceptable con este método. Sinembargo, si se perfora una cantidadexcesiva de cemento, el lodo puedeser convertido en un sistema de bajocontenido de cal, si las temperaturaslo permiten.

2. El cemento aumenta la alcalinidad alvolverse soluble. Por lo tanto, no esnecesario añadir soda cáustica con losdesfloculantes. El bajo pH de losdesfloculantes como el lignito y elSAPP compensa algunos de los ioneshidroxilo generados por el cemento.Esto ayuda a reducir el pH y Pm, locual aumenta la solubilidad del

cemento (y calcio), permitiendo laprecipitación.

3. El calcio de filtrado disponible puedeser precipitado por el bicarbonato desodio o el SAPP. Hay diferentesopiniones acerca de cuál de estosproductos es más eficaz, pero elbicarbonato de sodio reduce el pH yPm de la misma manera que el SAPP.

4. Si el cemento es perforado con unsistema de polímeros, los polímerosserán hidrolizados por el alto pH yprecipitados por el calcio (Ca) (ver lasFiguras 1 y 2). Por lo tanto, esnecesario reducir el pH y separar elcalcio (Ca2+) por precipitación loantes posible.

5. En este caso, el ácido cítrico(H3C6H5O7) es el aditivo que se debeusar. Éste precipita el cemento comocitrato de calcio y reduce el pH.Tratamiento con ácido cítrico:2(H3C6H5O7 •H2O) + 3Ca(OH)2 →

Ca3(C6H5O7)2 ↓ + 8H2O

6. La utilización de los equipos deeliminación de sólidos para eliminarlas partículas finas de cementoconstituye otro método para reducirla contaminación. De esta manera seretira el cemento antes de que éstepueda disolverse a un pH más bajo.

Figura 1: Hidrólisis de poliacrilamida en poliacrilato a un pH alto, liberando gas amoníaco.

CHCH

CH 2

C

NH 2O

C

NH 2O

CH

CH 2

C

O–O

CH 2

+2OH–

CHCH

CH 2

C

O–O

C

O–O

CH

CH 2

C

O–O

CH 2

+2NH 3

Figura 2: Precipitación de poliacrilato por calcio.

CHCH

CH 2

C

O–O

C

O–O

CH

CH 2

C

O–O

CH 2

+Ca2+

CHCH

CH 2

C

O–O

C

OO

CH

CH 2

C

OOCa

CH 2

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CAPÍTULO

4C

El bicarbonato de sodio es unexcelente agente de tratamiento parala contaminación de cemento, porqueprecipita el calcio y reduce el pH.Según el pH del fluido, el bicarbonatode sodio forma iones carbonato (CO3

2)y bicarbonato (HCO3

-), los cualesprecipitarán el calcio para formarcarbonato de calcio (caliza), de lamanera indicada a continuación:

NaHCO3 + Ca(OH)2 →NaOH + H2O + CaCO3 ↓

El uso de bicarbonato reduce el pH.Esto resulta de la reacción de HCO3con NaOH requerida para convertirHCO3 en CO3.

Cuando se usa bicarbonato de sodio,el objetivo es proporcionar una fuentede iones carbonato y bicarbonato quese combinarán con los excedentes deiones cal y calcio. Uno de losproblemas que surge frecuentementecon este tipo de tratamiento es el usode una cantidad excesiva decarbonatos. Si la cantidad decarbonatos presentes excede lacantidad requerida para precipitar elcalcio, los problemas del lodorelacionados con los carbonatospueden surgir. En general, la mejormanera de proceder consiste en tratarinicialmente la contaminación decemento con una cantidadinsuficiente, observando los resultadosantes de realizar tratamientosadicionales.

Otro método de tratamiento delcemento consiste en usar SAPP(fosfato). Los fosfatos eliminaneficazmente el calcio y ayudan adesflocular el fluido contaminado. Losfosfatos que se usan comúnmente seconvierten en ortofosfatos cuando lastemperaturas exceden ±200ºF. En estaforma, los fosfatos dejan de sereficaces como desfloculantes, perosiguen eliminando el calcio coneficacia.

Una ventaja adicional del uso defosfatos es la reducción del pH, Pf yPm. El SAPP tiene un pH de 4,8 y elPHOS tiene un pH de 8,0. Otraventaja es que esta reacción noproduce ninguno de los productossecundarios dañinos que pueden crearotros problemas del lodo. Se prefiereusar SAPP cuando se requiere lograruna reducción importante de Pm.

Si se requiere perforar una grancantidad de cemento, será necesariousar algún tipo de ácido. Aunque seuse bicarbonato para eliminar todo elcalcio y el excedente de cal, se obtienegeneralmente un pH demasiado alto.En estos casos, será necesariocombinar ácido cítrico, SAPP, ácidoacético o lignito o lignosulfonato debajo pH con el bicarbonato.

OBSERVACIÓN: El carbonato de sodiono debe ser usado para tratar lacontaminación de cemento, debido a sualto pH.

La contaminación química causadapor los carbonatos solubles es uno delos conceptos menos comprendidos ymás complicados de la químicarelacionada con fluidos de perforación.La contaminación decarbonatos/bicarbonatos resultageneralmente en la alta viscosidad de

la línea de flujo, un alto punto cedentey esfuerzos de gel progresivos, y podríacausar la solidificación del lodo. Estosaumentos de la viscosidad sonproducidos cuando los carbonatos y/obicarbonatos floculan los sólidos detipo arcilloso en el lodo.

Contaminación de Carbonatos

Los fosfatoseliminaneficazmente el calcio yayudan adesflocular el fluidocontaminado.

Si se requiereperforar una grancantidad de cemento,seránecesariousar algúntipo deácido…

Las fuentes de carbonatos ybicarbonatos son las siguientes:1. El dióxido de carbono (CO2) del

aire se incorpora en el lodo a travésde las tolvas mezcladoras de lodo enlos tanques de lodo, y mediante lasdescargas de los equipos utilizadospara mezclar el lodo y eliminar lossólidos. Al disolverse, el CO2 setransforma en ácido carbónico(H2CO3) y es convertido enbicarbonatos (HCO3) y/o carbonatos(CO3) según el pH del lodo.

2. Los excedentes de carbonato desodio o bicarbonato de sodio queresultan del tratamiento de lacontaminación de cemento o yeso.

3. El gas CO2 proveniente de laformación y agua de formación.

4. Bicarbonatos y/o carbonatos de losproductos secundarios de ladegradación térmica dellignosulfonato y del lignito atemperaturas mayores de 325°F.

5. Algunas baritas impuras contieneniones carbonato/bicarbonato.

Las siguientes ecuaciones químicasilustran la manera en que el CO2 sedisuelve para formar ácido carbónico(H2CO3) y se convierte enbicarbonatos (HCO3) y/o carbonatos(CO3), según el pH del lodo. Estasecuaciones indican que las reaccionesquímicas son reversibles de acuerdocon el pH. Por lo tanto, el CO3 puedetransformarse de nuevo en HCO3, oincluso CO2, si se permite que el pHdisminuya.

CO2 + H2O H2CO3

H2CO3 + OH– HCO3– + H2O y

HCO3– OH– CO3

2– + H2O

Esto también está ilustradográficamente en la Figura 3, la cualmuestra la distribución del ácidocarbónico (H2CO3), del bicarbonato(HCO3) y de los carbonatos (CO3) enrelación con el pH.

USANDO EL ANÁLISIS QUÍMICO PARAIDENTIFICAR EL CONTAMINANTE DECARBONATO/BICARBONATO

El método de pH/Pf usado para realizarel análisis de carbonatos/bicarbonatosestá basado en la cantidad (ml) deácido sulfúrico 0,02 N (H2SO4)requerida para reducir el pH de unamuestra de filtrado de lodo, a partir deun pH existente hasta un pH de 8,3.Esto cubre el rango de pH en el cual loshidroxilos y carbonatos existen.

La Tabla 1 muestra que cuando nohay carbonatos, se requiere muy pocasoda cáustica para lograr los rangostípicos de pH de los fluidos deperforación, y que la Pfcorrespondiente también es baja.Ejemplos: pH 10, 0,0014 lb/bbl de sodacáustica y Pf de 0,005, o pH 11, 0,014lb/bbl de soda cáustica y Pf de 0,05. LaPf es baja porque la concentración deiones OH (soda cáustica) es baja. Serequiere una concentración muy bajade iones hidrógeno (H) del ácidosulfúrico (H2SO4) para convertir losiones OH en agua (HOH) y reducir elpH a 8,3, (el punto final Pf). Sinembargo, si los iones carbonatoexisten, además del hecho que losiones OH deben ser neutralizados de lamanera indicada anteriormente, cadaion carbonato debe ser convertido enun ion bicarbonato mediante laadición de ácido sulfúrico 0,02 N paralograr el punto final Pf del pH 8,3. Estoaumenta el valor de Pf (para un pHequivalente) en un filtrado que

100

80

60

40

20

0

H2CO3 CO32-

HCO3-

HCO3- HCO3

-

El aumento de lasalinidad desplazalas curvas hacia la

izquierdaPorc

enta

je

0 2 4 6 8 10 12 14pH

Figura 3: Equilibrio carbonato-bicarbonato.


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contiene carbonatos, en comparacióncon un filtrado que no contienecarbonatos. Esta diferencia entre elvalor de Pf cuando existen carbonatos yel valor de Pf cuando no existencarbonatos, y una medida del pH de laconcentración de hidroxilos hacen quesea posible calcular la concentración decarbonatos y bicarbonatos. Una vezque se conoce la concentración decarbonatos, se puede calcular laconcentración de calcio requerida paraseparar los carbonatos porprecipitación.

El método de Pf/Mf usado para realizarel análisis de carbonatos/ bicarbonatosestá basado en la cantidad (ml) deácido sulfúrico 0,02 N requerida parareducir el pH de una muestra defiltrado de lodo, desde un pH existentehasta un pH de 8,3 y un pH de 4,3,respectivamente. Este rango tambiéncubre el rango de pH en el cual existenlos carbonatos, los bicarbonatos y elácido carbónico. Como se mencionóanteriormente, cuando no haycarbonatos, se requiere muy poca sodacáustica para lograr los rangos típicosde pH de los fluidos de perforación, ylos valores correspondientes de Pf y Mfson bajos. Sin embargo, si los ionescarbonato/ bicarbonato existen,además del hecho que los ioneshidroxilo deben ser neutralizados, cadaion carbonato debe ser convertido enun ion bicarbonato mediante laadición de ácido sulfúrico para lograr elpunto final Pf del pH 8,3. Esto aumentael valor de Pf para un pH equivalentecuando iones carbonato/ bicarbonatoestán presentes, en comparación con

un lodo que no tiene ionescarbonato/bicarbonato. Cuando todoslos carbonatos han sido convertidos enbicarbonatos y después de alcanzar elpunto final de Pf 8,3, se debe añadirácido sulfúrico 0,02 N para convertirtodos los bicarbonatos en ácidocarbónico, antes de lograr el puntofinal de Mf 4,3.

Si no existe ningún ioncarbonato/bicarbonato, no se produciráninguna reacción con los bicarbonatosen el rango de 8,3 a 4,3. Por lo tanto, elvalor de Mf sólo será ligeramente másalto que el valor de Pf. Pero si laconcentración de carbonato/bicarbonato es alta, el valor de Mf serámucho más alto que el valor de Pf.Como este método no constituye unanálisis cualitativo como el método depH/Pf, algunas pautas deben serestablecidas.1. Si el valor de Mf es inferior a 5 ml de

ácido sulfúrico 0,02 N, generalmenteno hay ningún problemarelacionado con carbonatos.

2. Si el valor de Mf es superior a 5 mlde ácido sulfúrico 0,02 N, y larelación Mf/Pf está aumentando, esmuy probable que la contaminaciónde carbonatos haya ocurrido y sedebería usar un método dedeterminación más cuantitativo (talcomo el método de pH/Pf o el Trende Gas de Garrett (GGT)).

OBSERVACIONES:1. Altas concentraciones de lignito (o

sales orgánicas como los acetatos oformiatos) en los lodos puedencausar un alto valor de Mf. Estosproductos químicos orgánicosamortiguan el pH entre 4,3 y 8,3.

2. API 13B-1 describe un cálculo dePf/Mf para las concentraciones dehidroxilo (OH), carbonato (CO3) ybicarbonato (HCO3), así como otrométodo de P1/P2.

El GGT también puede ser usadopara determinar la cantidad decarbonatos. Este dispositivo estima eltotal de carbonatos en mg/l comoCO3. El total de carbonatos incluyeHCO3 y CO3. Para convertir mg/l enmilimoles/litro, dividir mg /l por 60.

Tabla 1: Relación entre el pH y la alcalinidad para elagua pura.

NaOH Pf OH–

pH (lb/bbl) (cc 0,02N H2SO4) (ppm)

7 0,0000014 0,000005 0,0017

8 0,000014 0,00005 0,017

9 0,00014 0,0005 0,17

10 0,0014 0,005 1,7

11 0,014 0,05 17

12 0,14 0,5 170

13 1,4 5 1.700

14 14 50 17.000

Una vez que seconoce laconcentraciónde carbonatos,se puedecalcular laconcentraciónde calciorequerida paraseparar loscarbonatos porprecipitación.


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TRATAMIENTO DE UN CONTAMINANTE DECARBONATO/BICARBONATO

El tratamiento de este contaminantees complicado porque los iones HCO3y CO3 pueden existir juntos a variosniveles de pH. Sólo el ion CO3 puedeser tratado con el calcio libre paraformar el precipitado CaCO3. Lacoexistencia de CO3 y HCO3 forma uncompuesto amortiguador quepermanece al mismo nivel de pH perocon niveles crecientes de Pf y Mf. Amedida que la zona amortiguadora decarbonato/bicarbonato se forma, elvalor de Pf aumenta mientras que elpH permanece relativamenteconstante. Todos los iones bicarbonatono son convertidos en ionescarbonato hasta que se alcance un pHde 11,7. Por lo tanto, los ionesbicarbonato/carbonato coexisten en elrango de pH de 8,3 a 11,7 (ver laFigura 3). La concentración de HCO3no tiene importancia cuando el pH essuperior a 11,7.

Como el bicarbonato de calcio[Ca(HCO3)2] es demasiado solublepara formar un precipitado, los ionesHCO3 deberían ser convertidos eniones CO3 con (iones) hidroxilo. Paraconvertir HCO3 en CO3, el pH deberíaser aumentado hasta por lo menos10,3, pero sin exceder 11,3. Cuando seañade calcio libre al CO3, los dosreaccionan para formar CaCO3. Elcarbonato de calcio (CaCO3) es unprecipitado relativamente insoluble.Por lo tanto, una concentración decalcio libre de 150 a 200 mg/l deberíaser mantenida en el sistema. Si el pHes inferior a 10,3, la cal (Ca(OH)2)debería ser usada para aumentar el pH,porque constituye una fuente de ioneshidroxilo y de calcio para precipitarlos carbonatos. Si el pH está

comprendido entre 10,3 y 11,3, la caly el yeso deberían ser usados juntospara proporcionar una fuente decalcio sin modificar el pH. Si el pH dellodo es superior a 11,3, pH al cual elcalcio es poco soluble, se debería usaryeso como fuente de calcio y parareducir el pH. La concentraciónrequerida de cal y yeso está indicadaen los Gráficos 1 y 2, y en losprogramas de computadora de M-Itales como PCMOD™ 3 y M-I QUICKCALC-II™. Estos gráficos están basadosen el método de tratamiento de Pf/pH.Por lo tanto, los valores de pH y Pfdeben ser medidos con precisión. Seráimprescindible contar con un medidorde pH preciso para utilizar estosgráficos.

La reacción de cal y yeso paraformar el carbonato de calcio se ilustraa continuación:

Tratamiento con cal:: (CO3

2–) + Ca(OH)2CaCO3 ↓ + 2(OH–)

Tratamiento con yeso:(CO3

2–) + CaSO4CaCO3 ↓ + (SO4

2–)

Varias aplicaciones de cal o yeso envarias circulaciones pueden ser necesariaspara tratar completamente loscarbonatos (CO3).

Problemas graves del lodo puedensurgir si la contaminación decarbonatos/bicarbonatos no esidentificada y tratada correctamente.Si se permite que el pH del lodo bajehasta 10 o menos, los carbonatos, loscuales son beneficiosos en bajasconcentraciones, se convertirán enbicarbonatos. Si esto ocurre,viscosidades y esfuerzos de gel muyaltos pueden desarrollarse. La adiciónde una gran concentración de

Variasaplicaciones decal o yeso sobrevariascirculacionespueden sernecesarias paratratarcompletamentelos carbonatos.



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desfloculantes y soda cáustica parecedesflocular el lodo, pero lo que sucederealmente es que la adición de sodacáustica convierte los bicarbonatos encarbonatos. Esto resulta en unareducción importante de la viscosidad(ver la Figura 4). Este fenómeno serepetirá hasta que el problema seacorrectamente identificado y tratado.

La adición de desfloculantes puedeser necesaria para mejorar laspropiedades de flujo después de quelos iones carbonato hayan sidoneutralizados.

Los tratamientos determinados porlos siguientes métodos estándiseñados para eliminar todos losbicarbonatos y todos menos 20milimoles/litro de carbonatos. LosGráficos I y II presentan un análisiscuantitativo de los iones carbonato y

bicarbonato, con los aditivoscorrespondientes que son necesariospara la precipitación. El pH, Pf y lafracción de agua (Fw) del fluido debenser conocidos para utilizar estosgráficos. El Gráfico I ha sidomodificado para permitir que quedeuna concentración de 20milimoles/litro de carbonatos en ellodo después del tratamiento.

MÉTODO A (USANDO SOLAMENTE CAL)En el Gráfico I, partir del valor de Pf enel eje vertical y avanzarhorizontalmente hasta la intersecciónde la línea de pH. A partir de estepunto, proceder hacia abajo hasta laintersección del eje horizontal y leer laconcentración de carbonato enmilimoles por litro. Luego, subir hastala parte superior del gráfico y leer laslibras por barril de cal requeridas paraprecipitar los carbonatos. El Gráfico IIindica la concentración y eltratamiento de bicarbonatos, y se usade la misma manera. Partir del valor dePf en el eje vertical, avanzando hasta lalínea de pH y subiendo hasta la partesuperior del gráfico para determinar laslibras por barril de cal requeridas paraprecipitar los bicarbonatos. Sumar lacantidad de cal de ambos gráficos ymultiplicar por la fracción de agua (Fw)para determinar el tratamientonecesario.

Pun

to c

eden

te (

lb/1

00ft

2 )

60

50

40

30

20

10

0

CO3

HCO3

Figura 4: Efecto de la concentración de bicarbonatos ycarbonatos sobre el punto cedente.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200Milimoles/litro

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Ejemplo:pH = 10,7; Pf = 1,7; FW = 0,80

A partir del Gráfico I:CO3 = 33,5 milimoles/litroCal requerida = 0,34 lb/bbl

A partir del Gráfico II: HCO3 = 3,3 milimoles/litroCal requerida = 0 lb/bbl

Tratamiento total = (0,34 lb/bbl + 0 lb/bbl)(0,80) = 0,27 lb/bbl cal

MÉTODO B (USANDO CAL Y YESO PARAUN PH CONSTANTE)En el Gráfico I, partir del valor de Pfen el eje vertical y avanzarhorizontalmente hasta la intersección

de la línea de pH. A partir de estepunto, proceder hacia abajo hasta laintersección del eje horizontal y leerla concentración de carbonato enmilimoles por litro. Seguir hacia abajoy leer las libras por barril de yesorequeridas para la precipitación de loscarbonatos. El Gráfico II indica laconcentración y los tratamientos debicarbonatos, y se usa de la mismamanera. La escala inferior indica lacantidad de cal y yeso necesaria parala precipitación a un pH constante.Luego, las cantidades de cal y yesorequeridas para el tratamiento de loscarbonatos y bicarbonatos sonsumadas y ajustadas para tener encuenta la fracción de agua del lodo.

Gráfico I: Concentración y tratamientos para carbonatos.

P f(c

m3 )

100,080,0

60,0

40,0

20,0

10,08,06,0

4,0

2,0

1,00,80,6

0,4

0,2

0,0

Cal requerida (lb/bbl)

0,1 0,5 1 2 3 4 6 8 10

0.1 0,51 2 3 4 6 8 10 20 30 50Yeso requerido (lb/bbl)

Para un pH constante

<1011,0

11,5

11,611,711,811,912,0

12,2

12,4

12,6

12,8

13,0

13,2

13,4

13,6

13,8

14,0

12,1

12,3

12,5

12,7

12,9

13,1

13,3

13,5

13,7

13,9

Ejemplo:pH = 10,7; Pf = 1,7; Wf = 0,0

1 3 6 10 30 60 100 200 300 600 1.000Milimoles/litro

60 ppm 600 6.000 60.000CO3 (milimoles/litro)

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Ejemplo:pH = 10,7; Pf = 1,7; FW = 0,80

A partir del Gráfico I:CO3 = 33,5 milimoles/litroYeso requerido = 0,8 lb/bbl

From Graph II: HCO3 = 3,3 milimoles/litroYeso requerido = 0,1 lb/bblCal requerida = 0 lb/bbl

Tratamiento total = (0 lb/bbl)(0,80) = 0 lb/bbl lime and(0,8 lb/bbl + 0,1 lb/bbl)(0,80) =0,72 lb/bbl yeso

Las cantidades de cal o de cal y yesodeterminadas a partir de los gráficosdeben ser multiplicadas por la fracciónde agua (Fw) para determinar eltratamiento requerido.

Cuando se usa el antiguo métodoP1/P2 de API para determinar loscarbonatos, se usan Equivalentes enPartes por Millón (EPM). Paraconvertir EPM en milimoles/litro, sedivide EPM por la valencia. Porejemplo: 80 EPM de carbonato es lomismo que 40 milimoles/litro decarbonato porque CO3 tiene unavalencia de 2, y 20 EPM debicarbonato es lo mismo que 20milimoles/litro de bicarbonato porqueHCO3 tiene una valencia de uno. Elmétodo P1/P2 actual de API 13B-1indica los resultados en mg/l. Dividirmg/l carbonato por 60 para obtenermilimoles por litro (61 parabicarbonatos).

Gráfico II: Concentración y tratamientos para bicarbonatos.

P f(c

m3 )

100,080,060,0

40,0

20,0

10,0

8,06,0

4,0

2,0

1,00,80,6

0.4

0,2

0,0

Cal usando solamente la cal (lb/bbl)0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 4,0 6,0 8,0 10,0

Yeso requerido (lb/bbl)

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,81,0 2,.0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0

y cal requerida (lb/bbl)

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0

Para un pH constante

9,0

9,5

10,0

10,5

11,0

11,5

Ejemplo:pH = 10,7Pf = 1,7Wf = 0,80

1 3 6 10 30 60 100 200 300 600 1.000HCO3 ((milimoles/litro)

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Los tres tipos de sales de roca naturalesencontradas durante las operacionesde perforación son la halita (NaCl), lasilvita (KCl) y la carnalita(KMgCl3•6H2O); consultar también elcapítulo titulado “Perforación deSales”. Estas sales están clasificadas pororden de solubilidad creciente. Otrasdos sales comunes son el cloruro demagnesio (MgCl2) y el cloruro decalcio (CaCl2). Estas dos sales noexisten naturalmente en la formacristalina, debido a su extremasolubilidad. Sin embargo, ambaspueden existir individualmente, juntaso con otras sales disueltas en aguairreductible.

Un flujo de agua salada puede sermucho más perjudicial para laspropiedades de flujo que la perforacióndentro de sal de roca, porque las salesya están solubilizadas y reaccionanmás rápidamente con las arcillas.Cuando se produce algún flujo de aguasalada, la densidad del lodo debe seraumentada para controlar el flujoantes de que se pueda tomar el tiempode acondicionar las propiedades dellodo.

En el caso de las sales, el mecanismode contaminación está basado en lasreacciones de intercambio catiónicocon las arcillas, la acción de masas porel catión predominante y, a veces, elpH. Los únicos sistemas sobres loscuales las sales disueltas no tienen casiningún efecto son los sistemas de aguaclara, las salmueras, los lodos baseaceite y algunos sistemas de polímeroscon bajo contenido de coloides. Lossistemas de lodo a base de bentonitano son afectados de diferentes manerassegún el origen de la sal, ya sea el aguade preparación, agua salada, sal de rocao los flujos de agua salada. Los efectosiniciales son la alta viscosidad, altosesfuerzos de gel, un filtrado alto y unaumento importante del contenido decloruros, acompañado por pequeñosaumentos de la dureza en el filtradodel lodo. Se produce un intercambiocatiónico entre la sal y las arcillas paraexpulsar el ion calcio de las partículasde arcilla, lo cual resulta en unaumento de la dureza. La detección de

un aumento de cloruros no define elproblema con suficiente precisión paradeterminar la mejor manera de tratarel lodo, ya que la prueba de clorurosno identifica el ion o los ionesmetálicos que están asociados con loscloruros.

Para lograr un mejor entendimientode estas sales y de la manera de tratarla contaminación en cada caso, lassales y/o sus cationes asociados sedescriben separadamente.

HALITA (NaCl)La halita (sal común) es la sal que

perforada con más frecuencia yconstituye el principal componente dela mayoría de los flujos de agua salada.El efecto inicial sobre el lodo deperforación es la floculación de lasarcillas causada por la acción de masasdel ion sodio. La viscosidad Marsh, elpunto cedente, los esfuerzos de gel y elfiltrado aumentan cuando se encuentrala halita. La presencia de halita puedeser confirmada por un aumento de loscloruros. Las arcillas se deshidratancuando hay suficiente sodio y tiempo.Cuando esto ocurre, el tamaño de lapartícula disminuye debido a lareducción de agua adsorbida. El agualiberada se reincorpora a la fase continuadel lodo, lo cual puede resultar en unaligera reducción de la viscosidadplástica. Pero las partículas de arcilladeshidratada floculan, causando un altopunto cedente, altos esfuerzos de gel yun filtrado alto. El filtrado aumentará enproporción directa a la cantidad de salque se ha incorporado en el lodo.

El tratamiento del lodo incluye añadirsuficiente desfloculante para mantenerlas propiedades de flujo y la dilucióncon agua dulce deseables a fin deobtener una reología adecuada. Se debecontinuar el tratamiento químico hastaque las arcillas estén desfloculadas. Serequiere una cantidad adicional de sodacáustica para aumentar el pH. Estodepende de la cantidad de sal perforaday de si existe una cantidad suficientepara deshidratar todas las arcillascontenidas en el sistema. Si el pHdisminuye hasta menos de 9,5, seránecesario aumentarlo con soda cáustica

Contaminación de Sal

La halita...esla salperforadacon másfrecuencia yconstituye elprincipalcomponentede lamayoría delos flujos deagua salada.

La presenciade halitapuede serconfirmadapor unaumento delos cloruros.



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para que los desfloculantes base ácido sevuelvan solubles a fin de ser eficaces.

La halita pura tiene un pH de 7. Por lotanto, cuanto más halita se perfore, mássoda cáustica será requerida paramantener el pH a más de 9,5. La halitatambién tiene un efecto sobre losinstrumentos usados para medir el pH.Si se usa papel indicador de pH, laprecisión de este papel será afectada porla concentración de cloruros y el papelindicará un pH más bajo a medida quela concentración de cloruros aumenta.Si la halita es pura, el pH no deberíasufrir ninguna reducción de más de unaunidad hasta que se alcance lasaturación total del lodo. Sin embargo,es muy raro que se encuentre halitapura. Minerales asociados tales como laanhidrita están generalmente presentesen cierta medida, lo cual aumentará elcalcio del filtrado. Por lo tanto, se sueleañadir un poco de soda cáustica con losdesfloculantes para mantener el pHdentro del rango apropiado.

Se puede lograr una mayor precisióncuando un medidor de pH estádisponible. La sonda usadanormalmente en este instrumentocontiene una solución de cloruro depotasio (KCl) y da indicacionesincorrectas cuando mide el pH ensoluciones que tienen un alto contenidode sodio. Por lo tanto, debería usarseuna sonda especial compensada parasales para medir el pH en lodos de altocontenido de sal.

Se utiliza la valoración del cloruro paraindicar el grado de saturación de lassoluciones de NaCl, porque no existeninguna medición cuantitativa del sodioque pueda ser usada en el campo. Yaque ni el sodio ni el cloruro pueden serprecipitados económicamente a partirdel lodo, no queda otra alternativa quetolerar la concentración de halita queentra en el sistema de lodo. La dilucióncon agua dulce es la única maneraeconómica de reducir la concentraciónde cloruros.

Si se debe perforar a través de salmaciza o frecuentes venitas de sal, ellodo debería estar saturado de sal paraevitar derrumbes y el hundimiento delpozo. Que el lodo esté saturado o no, serequiere generalmente un agente decontrol de filtrado, cuando lasconcentraciones son mayores de 10.000

mg/l. Éste puede ser cualquiera de variosmateriales como RESINEX, POLY-SAL, SP-101®, MY-LO-JEL™, POLYPAC y bentonitaprehidratada. En general, cualquiera quesea el tipo de contaminación de sal, serecomienda añadir bentonita. Bajo estascircunstancias, la bentonita seca nodebería ser añadida directamente alsistema. La bentonita debería serprehidratada y protegida con otroproducto químico, antes de ser añadidaal sistema activo.

SILVITA (KCl)La contaminación de silvita produce lamisma reacción de las propiedades dellodo y requiere el mismo tratamientodel lodo que la contaminación dehalita. Si el lodo no contiene cloruros,excepto los que se obtienen al perforarla sal de silvita, el valor de la valoracióndel cloruro constituiría una medidaprecisa de la concentración de ionespotasio. Sin embargo, esto casi nuncaocurre. No es raro que estas sales esténinterestratificadas. La valoracióncuantitativa del ion potasio puede serutilizada para identificar la sal comosilvita pura o silvita parcial, a efectosgeológicos.

Es importante conocer el tipo de salque se perforará. Como la solubilidadde la silvita es ligeramente más alta quela halita, una sección de sal de silvitamaciza perforada con un fluidosaturado de halita aún puedederrumbarse en cierta medida, aunqueno con la misma severidad que si seusara agua dulce. Es difícil preparar unfluido saturado de KCl que tengapropiedades de flujo deseables, unbuen control de filtrado y buenascaracterísticas de suspensión. Sinembargo, si fuera necesario (ysuponiendo que las condiciones delpozo lo permiten), se podría usar unfluido claro saturado de KCl.

CARNALITA (KMgCl3•6H2O)La sal compleja “carnalita” esrelativamente rara. Sin embargo, estasal existe en cierta medida en algunaspartes de los Estados Unidos,Sudamérica, Europa y el MedioOriente. El caso más notable es el deEuropa del Norte, donde la carnalitasubyace el área de perforación del Mardel Norte. Se trata de la sal de

La salcompleja“carnalita” esrelativamenterara.


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Zechstein, la cual se compone dehalita, silvita y carnalitainterestratificadas. Los problemas dellodo asociados con la carnalita songraves y tienen dos aspectos:1. Cuando está solubilizada, dos

cationes fuertes (calcio y magnesio)actúan sobre las arcillas para causarla floculación y la deshidratación. Siéste fuera el único problema, eltratamiento del lodo no seríademasiado complicado.

2. En la presencia de iones hidroxilo(OH-), el magnesio de la carnalitadisuelta se precipita comohidróxido de magnesio (Mg(OH)2).Este precipitado (Mg(OH)2) es unasustancia gelatinosa espesa queactúa como viscosificador. Al pHrelativamente bajo de 9,9, haysuficientes iones hidroxilo presentespara que el precipitado tenga unprofundo efecto sobre la viscosidaddel lodo. El magnesio sólo puede serprecipitado por la soda cáustica.Esta reacción empieza a producirsecon solamente 0,03 lb/bbl de sodacáustica. Por lo tanto, si es posible,la soda cáustica no debería usarse. Siel magnesio es precipitado por la

soda cáustica, la viscosidadaumentará.La mayoría de los lodos de

perforación son circulados en el estadoalcalino para maximizar elrendimiento de las arcillas y otrosproductos químicos usados para tratarlos fluidos de perforación. Tambiénson circulados en el estado alcalinopara minimizar la corrosión. El calciodebería ser eliminado aumentando elpH y tratando con carbonato de sodiopara neutralizar el calcio comoCaCO3. El sulfato de sodio (Na2SO4) esuno de los productos químicos queestán disponibles para controlar elcalcio del filtrado en fluidos quetienen un alto contenido demagnesio. La reacción química es lasiguiente:

Na2SO4 + Ca2+ → 2 Na+ + CaSO4↓

Esta reacción no afecta el contenidode potasio o magnesio. Sin embargo,controlará el calcio del filtrado hastaun máximo de 400 mg/l. Esta es lasolubilidad de equilibrio de CaSO4, oyeso, y es indicada por el segmentoreversible de la ecuación anterior.

Las aguas irreductibles puedencontener una amplia gama de sales. Elorigen de estas sales está directamenterelacionado con el origen de lossedimentos propiamente dichos. Comolos sedimentos marinos se depositan enagua salada, éstos contienengeneralmente sales que son similares alas que se encuentran en el agua salada.Sin embargo, como la mayoría del aguaes expulsada durante el proceso decompactación, la concentración de salpuede ser considerablemente más alta.

La solubilidad de la mayoría de lassales comunes es directamenteproporcional a la temperatura. Amedida que la temperatura de unasolución de sal aumenta, la solubilidadde la sal en esa solución aumenta. Unasolución que está saturada con una salen particular a la temperaturasuperficial, es capaz de contener mással en solución a temperaturaselevadas. Además, otras reaccionesquímicas, tales como la lixiviación de

los minerales de sedimentos por el aguafreática, pueden enriquecer las aguasirreductibles con aniones y cationesadicionales. Muchas de éstas puedenser perjudiciales para los fluidos deperforación. Las aguas muyenriquecidas con calcio y magnesio sonlas más perjudiciales.

En el caso del agua con un altocontenido de magnesio, las relacionesque describimos anteriormente para lacarnalita son aplicables. Losindicadores de magnesio son lossiguientes:1. Reducción rápida del pH.2. Espesamiento del lodo con adiciones

de soda cáustica o carbonato desodio.

3. Valoración para la concentración deiones magnesio.La valoración de dureza total está

indicada como la concentración decalcio soluble en mg/l. Sin embargo,esta valoración también detecta elmagnesio. Para confirmar la presencia y

Flujos de Agua Salada

Losproblemasdel lodoasociadoscon lacarnalita songraves…

Lasolubilidadde lamayoría delas salescomunes esdirectamenteproporcionala latemperatura.



CAPÍTULO

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concentración de magnesio, el calcio yel magnesio deben ser valoradosseparadamente.

Los indicadores para un flujo de aguacon alto contenido de calcio,suponiendo que la cantidad demagnesio presente es poca oprácticamente nula, sería:1. Menor efecto sobre el pH.2. Respuesta positiva del lodo a las

adiciones de soda cáustica ocarbonato de sodio.

3. Valoración para la concentraciónverdadera de iones calcio.

Los términos agua irreductible de altocontenido de calcio o alto contenido demagnesio son usados porque la sal desodio está casi siempre presente. Estoilustra el hecho que la determinaciónde cloruros puede inducir a error. Porejemplo, observar la variación en larelación de cloruros a iones metálicos

asociados en las sales descritasanteriormente.NaCl - HalitaKCl - SilvitaMgCl2 - Cloruro de magnesioCaCl2 - Cloruro de calcioKMgCl3 - Carnalita

En una solución pura de una sal, estasal puede ser identificada por elcontenido de cloruros y la valoraciónde los cationes (excepto el sodio). Sinembargo, en soluciones de salesmezcladas, el problema se complicahasta el punto de convertirse en unacuestión puramente teórica. Esto esespecialmente cierto porque sólo elcalcio, el potasio y el magnesio puedenser identificados con facilidad en elcampo. Se supone que los cloruros queno están asociados con los cationesidentificables, están asociados con losiones sodio.

El contaminante más severo y máscorrosivo descrito en este capítulo esel gas de sulfuro de hidrógeno (H2S).Este gas es destructivo para losmateriales tubulares y tóxico para losseres humanos. Cuando se identificala presencia de H2S, el personal debeusar inmediatamente los equiposapropiados de protección personal yponer en práctica las medidas deseguridad de los trabajadores. El gas desulfuro de hidrógeno se origina en:1. Depósitos térmicos. 2. Gas de la formación.3. Degradación biológica.4. Descomposición de materiales que

contienen azufre.El gas de sulfuro de hidrógeno

puede ser identificado por:1. Reducción del pH del lodo.2. Decoloración del lodo (hacia un

color oscuro) debido a la formaciónde FeS a partir de la barita.

3. Olor a huevo podrido.4. Aumento de la viscosidad y del

filtrado debido a la reducción delpH.

5. Formación de incrustaciones negras(FeS) sobre las tuberías de perforaciónde acero.

Como el H2S es un gas ácido, el pHdel lodo es reducido rápidamente

mediante la neutralización de OH-.Para compensar los aspectos dañinosdel gas H2S, el pH debe ser aumentadohasta por lo menos 11, o a un nivelmás seguro de 12, añadiendo sodacáustica o cal. La siguiente reacciónquímica describe la aplicación dealcalinos al H2S. Esto también sepuede observar en la Figura 5.

H2S + OH– HS + H2OH2S + OH– HS– + H2OHS– + OH– S2– + H2O

Contaminación de Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

100

10

1

0,1

0,01

H2S HS-

S2-

% d

e su

lfu

ros

tota

les

0 2 4 6 8 10 12 14pH

Elcontaminantemás severo ymás corrosivodescrito eneste capítuloes…(H2S).

Figura 5: Distribución de sulfuros según el pH.


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El ion bisulfuro (S2-) puede sereliminado por una reacción con óxidode cinc para formar sulfuro de cinc, elcual es insoluble.

S2– + Zn2+ → Zn S–

Un tratamiento de 1 lb/bbl de óxidode cinc elimina aproximadamente1.000 mg/l de sulfuros. OBSERVACIÓN:Consultar los reglamentos ambientales ylos requisitos de toxicidad acuática localesantes de usar cualquier compuesto de cinc.No se debe usar más de 2 lb/bbl deóxido de cinc en el tratamientopreliminar del lodo para eliminar H2S.Se recomienda añadir de 1 a 2 lb/bblde SPERSENE durante el tratamientopreliminar.

Para proteger los materiales tubularescontra la corrosividad del H2S, serecomienda usar un lodo base aceite.El aceite actúa como un agenteformador de película en la presencia deH2S. La ruptura por absorción dehidrógeno es la causa de la destrucciónde los materiales tubulares, porque elH0 (hidrógeno atómico) entra en lospequeños poros del metal sometidos agrandes esfuerzos y se transforma engas H2 (hidrógeno molecular),causando la ampliación del volumende la molécula de hidrógeno, lo cualrompe el metal.

El H2S no es menos tóxico en loslodos base aceite que en los lodos baseagua. En realidad, con los lodos baseaceite sería necesario tomar mayores

precauciones que con los lodos baseagua, debido a la solubilidad del H2Sen el aceite. La detección del sulfuro dehidrógeno en el lodo puede serprobada de dos maneras:1. Tren de Gas de Garrett (GGT).2. Prueba de Hach.

Ambas pruebas son rápidas, fáciles yproducen resultados fáciles de definir,pero con el tren de gas de Garrett esmás preciso y proporciona unresultado cuantitativo. Elprocedimiento está descrito en RP 13B.

Si se detecta H2S en el lodo cuandose usa la prueba de filtrado soluble enel tren de gas de Garrett, será necesariotomar medidas para:1. Aumentar inmediatamente el pH

hasta un valor de por lo menos 11,5a 12, mediante la adición de sodacáustica.

2. Amortiguar el pH con cal.3. Comenzar tratamientos con óxido

de cinc para eliminar los sulfurossolubles del sistema.Si parece que el H2S proviene (fluye)

de la formación, la densidad del lododebería ser aumentada parainterrumpir el flujo de gas dentro delpozo.

Las propiedades químicas del gas desulfuro de hidrógeno son bastantecomplejas. Las acciones descritasanteriormente son recomendadas paraminimizar los aspectos tóxicos de estecontaminante corrosivo.

CONTAMINACIÓN DE CEMENTO

Síntomas1. Aumento de la viscosidad y de los

esfuerzos de gel.2. Aumento de pH, Pm y Pf

(especialmente Pm).3. Mayor filtrado.4. Mayor excedente de cal y calcio

soluble (después).Tratamiento1. Según el tipo de sistema usado, se

puede usar SAPP o TANNATHIN y

bicarbonato de sodio para reducir elpH y precipitar el calcio soluble (verlas Tablas 2 y 3). Entonces, laspartículas de arcilla estarán librespara reaccionar con el diluyente odesfloculante utilizado.

2. Grandes tratamientos de agua ySPERSENE para controlar laspropiedades de flujo. Se añadebentonita para obtener el filtradodeseado, una vez que laspropiedades de flujo están bajocontrol.

Referencia Rápida para Reconocer y Tratar losContaminantes

lodo baseaceite...actúacomo unagenteformador depelícula en lapresencia deH2S.



CAPÍTULO

4C

CONTAMINACIÓN DE MAGNESIO

Síntomas1. Punto cedente inestable y filtrado.2. Altos niveles de dureza después de

tratar el calcio con carbonato desodio.

TratamientoOBSERVACIÓN: El siguiente tratamiento espara pequeños niveles de contaminación, talcomo la contaminación causada por el aguasalada. NO se debe usar soda cáustica paratratar una contaminación masiva demagnesio (como la que causa la carnalita).1. Aumentar el pH del lodo hasta 11

con soda cáustica o potasa cáustica(KOH) para eliminar el magnesio(ver las Tablas 2 y 3).

2. Mantener el pH a este nivel paraevitar que el magnesio se solubilicede nuevo a partir de Mg(OH)2.

CONTAMINACIÓN DE YESO O ANHIDRITA

Síntomas1. Aumento de la viscosidad y de los

esfuerzos de gel.2. Aumento del filtrado.3. Aumento de la cantidad de calcio

soluble.4. Posible disminución de Pf y pH.Tratamiento1. Precipitar o secuestrar el calcio

soluble con fosfatos o carbonato desodio (ver las Tablas 2 y 3). Reducirla viscosidad con tratamientos delignosulfonatos y soda cáustica.Reducir el filtrado con tratamientosde bentonita, POLYPAC o RESINEX.

2. Dejar que el yeso o la anhidritapermanezca en el sistema paraobtener un nivel de calcio solublemayor de 600 mg/l. Controlar laviscosidad con el tratamiento delignosulfonato, el pH con sodacáustica, y el filtrado con bentonitay POLYPAC.

CONTAMINACIÓN DE SAL

Síntomas1. Aumento de la viscosidad.2. Aumento del filtrado.3. Aumento de la cantidad de cloruro

soluble y calcio.4. Reducción del pH y Pf.

Tratamiento1. Diluir la concentración de NaCl con

agua, si la formación de sal debe serentubada poco después de terminarla perforación. Tratar el fluido conlignosulfonatos para controlar laviscosidad; soda cáustica y cal segúnuna proporción de 1:2 paracontrolar el pH y Pf; POLYPAC UL ybentonita para controlar el filtrado.

2. Si no se entuba la sal y la formaciónqueda expuesta por un largoperiodo, saturar el sistema concloruro de sodio (sal) para impedirel ensanchamiento adicional delpozo. Controlar la viscosidad contratamientos de lignosulfonatos,además de soda cáustica y cal.Pequeños tratamientos de POLYPACson eficaces para controlar laviscosidad si los sólidos estáncontrolados dentro del rangoapropiado. Controlar el filtradomediante adiciones de almidón y/oPOLYPAC, y adiciones de bentonitaprehidratada. Si se usa almidón paracontrolar el filtrado, mantener unaconcentración de NaCl de 190.000mg/l para evitar la fermentación delalmidón, o usar un biocida.

CONTAMINACIÓN PRODUCIDA POR ELFLUJO DE AGUA SALADA Y LAARREMETIDA DE GAS

Síntomas1. Aumento del nivel del tanque de

lodo.2. Aumento de la velocidad de retorno

del pozo.Tratamiento1. Parar la bomba.2. Subir el conjunto de fondo para

despejar el buje de junta kelly.3. Cerrar el pozo con un BOP

(preventor de reventones).4. Medir la presión de la tubería de

perforación y calcular la densidadde lodo adicional requerida paracompensar la arremetida.

5. Aumentar el peso del lodo hastaobtener la densidad requerida,haciendo circular la arremetidahacia afuera, a una velocidad debombeo reducida.

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6. Si se trata de una arremetida de gas,eliminar el gas del sistema usandoel equipo de circulación superficialy los desgasificadores.

7. Si se trata de un flujo de aguasalada, descargar el agua salada enla superficie (si es posible), yacondicionar el fluido concantidades adicionales dedesfloculantes y soda cáustica.Puede que sea necesario diluir laconcentración de iones NaCl conagua dulce. Pequeños tratamientosde cal y soda cáustica tambiénpueden requerirse para controlar elpH y Pf.

CONTAMINACIÓN DE CARBONATOS

Síntomas1. Altos esfuerzos de gel.2. Aumento de Pf con un pH

constante.3. Mayor diferencia entre Pf y Mf.4. Aumento de los niveles de

carbonatos o bicarbonatos.

Tratamiento1. Aumentar el pH hasta un valor

comprendido entre 10,3 y 11,3.2. Añadir cal y/o yeso, dos fuentes

solubles de Ca, para eliminar loscarbonatos como CaCO3 (ver lasTablas 2 y 3).

CONTAMINACIÓN DE SULFURO DEHIDRÓGENO

Síntomas1. Reducción de las alcalinidades.2. Ligero olor fétido (huevo podrido)

en la línea de flujo.3. El lodo o la tubería adquiere un

color negro.Tratamiento1. Aumentar el pH hasta un nivel

comprendido entre 11 y 11,5 consoda cáustica.

2. Amortiguar con cal.3. Añadir óxido de cinc (ver las Tablas

2 y 3).

Concentración de Tratamiento

Contaminante Ion Contaminante Tratamiento (lb/bbl)

Dióxido de carbono Carbonato Yeso para reducir el pH mg/l x Fw x 0,00100Cal para aumentar el pH mg/l x Fw x 0,000432

Bicarbonato Cal para aumentar el pH mg/l x Fw x 0,00424

Yeso o anhidrita Calcio Carbonato de sodio mg/l x Fw x 0,000928SAPP mg/l x Fw x 0,000971Bicarbonato de sodio mg/l x Fw x 0,00735

Cal o cemento Calcio e hidroxilo Bicarbonato de sodio lb/bbl excedente de cal x 1,135SAPP lb/bbl excedente de cal x 1,150Ácido cítrico lb/bbl excedente de cal x 1,893

Agua dura o salada Calcio y magnesio Soda cáustica mg/l x Fw x 0,00116

Sulfuro de hidrógeno Sulfuro (H2S, HS–, S2–) Óxido de cinc* mg/l x Fw x 0,00091más suficiente soda cáustica para mantener el pH por encima de 10,5

*También pueden usarse otros compuestos de cinc tales como el cinc quelado o el carbonato de cinc. Un excedente siempre debe ser mantenido enel sistema.OBSERVACIONES:1. Fw es el % fraccionario de agua de la retorta.2. Excedente de cal = 0.26 (PM – (Pf x Fw)).

Tabla 2: Tratamiento químico en unidades E.U.A.

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Contaminante WT FV PV YP Gels FL pH Pm Pf Mf Cl– Ca2+ Sólidos Treatment

Cemento↑pH↓

Bicarb., o SAPP,— ↑ — ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ —

11,5— o diluyente, bicarb.

y ácido cítrico

Yeso o Soda cáustica, aguaanhidrita de dilución y

— ↑ — ↑ ↑ ↑ ↓ ↓ ↓ ↓ — ↑ — diluyente, ocarbonato de sodio(más polímero parafiltrado)

Sal Soda cáustica, agua

— ↑ — ↑ ↑ ↑ ↓ ↓ ↓ ↓ ↑ ↑ — de dilución,diluyente ypolímero parafiltrado

Carbonato o pH <10,3: calbicarbonato — ↑ — ↑ ↑ ↓ ↓ → ↑ — ↓ — pH 10,3 a 11,3:

cal y yesopH >11,3: yeso

H2S Soda cáustica, cal — ↑ — ↑ ↑ ↑ ↓ ↓ ↓ ↓ — — y fuente de cinc

(óxido de cinc)

Antiguos Agua de dilución

— — — — — — — — ↑ y equipo de de remoción de

Sólidossólidos

Nuevos Agua de dilución,

↑ equipo de remoción de sólidos y diluyente



CAPÍTULO

4C

Concentración de Tratamiento

Contaminante Ion Contaminante Tratamiento (kg/m3)

Dióxido de carbono Carbonato Yeso para reducir el pH mg/l x Fw x 0,00285Bicarbonato Cal para aumentar el pH mg/l x Fw x 0,00121

Yeso o anhidrita Calcio carbonato de sodio mg/l x Fw x 0,00265SAPP mg/l x Fw x 0,00277 Bicarbonato de sodio mg/lxFwx0,002097

Cal o cemento Calcio e hidroxilo Bicarbonato de sodio kg/m3 excedente de cal x 3,23SAPP kg/m3 excedente de cal x 3,281Ácido cítrico kg/m3 excedente de cal x 5,4

Agua dura o salada Calcio y magnesio Soda cáustica mg/l x Fw x 0,00285

Sulfuro de hidrógeno Sulfuro (H2S, HS–, S2–) Óxido de cinc* mg/l x Fw x 0,002596 más suficiente soda cáustica para mantener el pH encima de 10,5

*Otros compuestos de cinc tales como el cinc quelado o el carbonato de cinc también pueden ser usados. Un excedente siempre debe ser mantenidoen el sistema.OBSERVACIONES:1. Fw es el % fraccionario de agua de la retorta.2. Excedente de cal (kg/m3) = 0.074178 (PM – (Pf x Fw)).

Tabla 3: Tratamiento químico en unidades métricas.

↑ Aumento ↓ Reducción — Sin cambio Ligero aumento Ligera reducción Tabla 4: Referencia rápida para reconocer y tratar los contaminantes.

WT = densidadFV = viscosidad embudoPV = viscosidad plásticaYP = punto cedenteGels = Esfuerzos de gelFL = Pérdida de filtradoPm = Alcalinidad del lodoPf = Alcalinidad del filtradoMf = Alcalinidad de filtrado de anaranjado de metilo

↑

↑

↑

↑ ↑

↑↑↑

↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑↑ ↑↑↑

↑ ↑

Reología e Hidráulica

Reología e Hidráulica 5.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

5

Las propiedades físicas de un fluido deperforación, la densidad y laspropiedades reológicas sonmonitoreadas para facilitar laoptimización del proceso deperforación. Estas propiedades físicascontribuyen a varios aspectosimportantes para la perforación exitosade un pozo, incluyendo:• Proporcionar el control de las

presiones para impedir el influjo delfluido de la formación.

• Transmitir energía a la barrena paramaximizar la Velocidad dePenetración (ROP).

• Proporcionar la estabilidad del pozo através de las zonas presurizadas osometidas a esfuerzos mecánicos.

• Suspender los recortes y el materialdensificante durante los periodosestáticos.

• Permitir la separación de los sólidosperforados y el gas en la superficie.

• Extraer los recortes del pozo.Cada pozo es único, por lo tanto es

importante que estas propiedades seancontroladas respecto a los requisitospara un pozo en particular y del fluidoque se está usando. Las propiedadesreológicas de un fluido pueden afectarnegativamente un aspecto, al mismotiempo que producen un impactopositivo importante sobre otro. Por lotanto se debe lograr un equilibrio paramaximizar la limpieza del pozo,minimizar las presiones de bombeo yevitar los influjos de fluidos o de la

formación, además de impedir lapérdida de circulación hacia laformación que se está perforando.

La reología y la hidráulica sonestudios del comportamiento delfluido que están relacionados entre sí.La reología es el estudio de la maneraen que la materia se deforma y fluye.Se trata de una disciplina que analizaprincipalmente la relación entre elesfuerzo de corte y la velocidad decorte, y el impacto que éstos tienensobre las características de flujo dentrode los materiales tubulares y losespacios anulares. La hidráulicadescribe la manera en que el flujo defluido crea y utiliza las presiones. Enlos fluidos de perforación, elcomportamiento de flujo del fluidodebe ser descrito usando modelosreológicos y ecuaciones, antes de poderaplicar las ecuaciones de hidráulica.

Este capítulo describe las propiedadesreológicas de los fluidos deperforación, los factores que influyenen estas propiedades y el impacto quetienen en lo que se refiere a laejecución del trabajo durante laoperación de perforación. La influenciade las propiedades reológicas sobre lalimpieza del pozo, la suspensión debarita y la separación de sólidos estádescrita en los capítulos sobreLimpieza del Pozo, Asentamiento deBarita y Control de Sólidos,respectivamente.

Introducción

Reología es la ciencia que trata de ladeformación y del flujo de la materia.Al tomar ciertas medidas en un fluido,es posible determinar la manera enque dicho fluido fluirá bajo diversascondiciones, incluyendo latemperatura, la presión y la velocidadde corte.

VISCOSIDAD

Viscosidad es el término reológico másconocido. En su sentido más amplio,la viscosidad se puede describir comola resistencia al flujo de una sustancia.En el campo petrolífero, los términos a

continuación se usan para describir laviscosidad y las propiedades reológicasdel fluido de perforación:1. Viscosidad embudo (seg/qt o seg/l).2. Viscosidad aparente (cP o mPa•seg).3. Viscosidad efectiva (cP o mPa•seg). 4. Viscosidad plástica (cP o mPa•seg).5. Punto cedente (lb/100 pies2 o Pa).6. Viscosidad a baja velocidad de corte

y Viscosidad a Muy Baja Velocidadde Corte (LSRV) (cP o mPa•sec).

7. Esfuerzos de gel (lb/100 pies2 o Pa).Éstos son algunos de los valores

claves para tratar y mantener losfluidos de perforación.

Reología

Reología es laciencia quetrata de ladeformacióny del flujo dela materia.

Viscosidad...se puededescribircomo laresistenciaal flujo deunasustancia.

Reología e HidráulicaCAPÍTULO

5


VISCOSIDAD DE EMBUDOLa viscosidad de embudo se mideusando el viscosímetro de Marshdescrito en el capítulo sobre Pruebas.La viscosidad de embudo se usa comoindicador relativo de la condición delfluido. No proporciona suficienteinformación para determinar laspropiedades reológicas o lascaracterísticas de flujo de un fluido.Debería usarse en el campo paradetectar los cambios relativos en laspropiedades del fluido. Además,ningún valor en particular de laviscosidad de embudo puede seradoptado como valor representativode todos los fluidos. Lo que producebuenos resultados en un área puedefallar en otra; sin embargo, se puedeaplicar una regla general a los fluidosde perforación a base de arcilla. Laviscosidad de embudo de la mayoríade los fluidos se controla a cuatroveces la densidad (lb/gal) o menos.Sin embargo hay ciertas excepciones,como en las áreas donde se requiereel uso de fluidos de alta viscosidad.Los sistemas de polímeros e inversióninversa (base aceite o base sintético)no siguen necesariamente estasreglas.

ESFUERZO DE CORTE Y VELOCIDAD DECORTE

Los otros términos para la viscosidad(µ) se pueden describir como larelación del esfuerzo de corte (τ) a lavelocidad de corte (γ). Por definición:

esfuerzo de corte (τ)Viscosidad (µ) = velocidad de corte (γ)

Los conceptos de velocidad de cortey esfuerzo de corte se aplican al flujode todos los fluidos. Dentro de unsistema de circulación, la velocidadde corte depende de la velocidadmedia del fluido en la geometría enque está fluyendo. Por lo tanto, lasvelocidades de corte son mayores enlas geometrías pequeñas (dentro de lacolumna de perforación) y menoresen las geometrías grandes (como latubería de revestimiento y losespacios anulares del riser). Lasvelocidades de corte más altas suelencausar una mayor fuerza resistiva delesfuerzo de corte. Por lo tanto, los

esfuerzos de corte en la columna deperforación (donde hay mayoresvelocidades de corte) exceden los delespacio anular (donde las velocidadesde corte son menores). El total de laspérdidas de presión a través delsistema de circulación (presión debombeo) está frecuentementeasociado con el esfuerzo de corte,mientras que la velocidad de bombeoestá asociada con la velocidad decorte. Esta relación entre la velocidadde corte y el esfuerzo de corte paraun fluido define la manera en quedicho fluido corre. La Figura 1 es unarepresentación simplificada de doscapas de fluido (A y B) que semueven a diferentes velocidadescuando se aplica una fuerza.

Cuando un fluido está fluyendo,hay una fuerza en el fluido que seopone al flujo. Esta fuerza se llamaesfuerzo de corte. Se puede describircomo un esfuerzo de fricción queaparece cuando una capa de fluido sedesliza encima de otra. Como el corteocurre más fácilmente entre capas defluido que entre la capa exterior delfluido y la pared de una tubería, elfluido que está en contacto con lapared no fluye. La velocidad a la cualuna capa pasa por delante de la otracapa se llama velocidad de corte. Por lotanto, la velocidad de corte (γ) es ungradiente de velocidad.

La fórmula para la velocidad de corte(γ) es:

V2 – V1γ (seg–1) =

d

Donde:γ = Velocidad de corte en segundos

recíprocos V2= Velocidad en la Capa B (pies/seg)V1= Velocidad en la Capa A (pies/seg)d = Distancia entre A y B (pies)

Fuerza deflujo

Fuerza opuesta(esfuerzo de corte)

A

Bd

v1

v2

Figura 1: Velocidad de corte y esfuerzo de corte.

La viscosidadde embudo...deberíausarse en elcampo paradetectar loscambiosrelativos enlaspropiedadesdel fluido.

Esta relaciónentre lavelocidad decorte y elesfuerzo decorte paraun fluidodefine lamanera enque dichofluido corre.



CAPÍTULO

5

La velocidad de corte (γ), es igual a lavelocidad rotacional RPM (ω)viscosímetro multiplicada por 1,703. Estefactor se deriva de la geometría delmanguito y del balancín delviscosímetro.γ (seg–1) = 1,703 x ω

ESFUERZO DE CORTEEl esfuerzo de corte (τ) es la fuerzarequerida para mantener la velocidad decorte. El esfuerzo de corte está expresadoen unidades estándar del campopetrolífero, es decir las libras de fuerzapor cien pies cuadrados (lb/100 pies2)requeridas para mantener la velocidad decorte.

Las indicaciones del cuadrante delviscosímetro de lodo (Θ) tomadas con lacombinación de balancín y resorteestándar número uno (1), tal como sedescribe en el capítulo de Pruebas,pueden ser convertidas en un esfuerzode corte (τ) con unidades de lb/100 pies2,multiplicando la indicación por 1,0678.τ (lb/100 pies2) = 1,0678 x Θ

Las indicaciones del viscosímetro sonfrecuentemente usadas como indicacióndel esfuerzo de corte (τ) en lb/100 pies2

sin realizar la conversión, ya que ladiferencia es pequeña.

Se usan una variedad de viscosímetrospara medir la viscosidad del fluido deperforación. Los viscosímetros FANN(VG) y los reómetros están diseñadospara simplificar el uso de los modelosreológicos. Los viscosímetros tambiénson usados para medir las propiedadestixotrópicas o los esfuerzos de gel de unfluido.

VISCOSIDAD EFECTIVALa viscosidad de un fluido nonewtoniano cambia con el esfuerzo decorte. La viscosidad efectiva (µe) de unfluido es la viscosidad de un fluido bajocondiciones específicas. Estascondiciones incluyen la velocidad decorte, la presión y la temperatura.

VISCOSIDAD APARENTELa viscosidad efectiva a veces es llamadaViscosidad Aparente (VA). La viscosidadaparente está indicada por la indicacióndel viscosímetro de lodo a 300 RPM(Θ300) o la mitad de la indicación delviscosímetro a 600 RPM (Θ600). Cabeindicar que ambos valores de viscosidad

aparente concuerdan con la fórmula deviscosidad:

300 x ΘAV (cP) =

ωVISCOSIDAD PLÁSTICALa viscosidad plástica (VP) en centipoise(cP) o milipascales-segundo (mPa•s) secalcula a partir de los datos delviscosímetro de lodo, como:

PV (cP) = Θ600 – Θ300La viscosidad plástica se describe

generalmente como la parte de laresistencia al flujo que es causada por lafricción mecánica.La viscosidad plástica es afectadaprincipalmente por:• La concentración de sólidos.• El tamaño y la forma de los sólidos.• La viscosidad de la fase fluida.• La presencia de algunos polímeros de

cadena larga (POLY-PLUS®,hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC®,Carboximetilcelulosa (CMC)).

• Las relaciones aceite-agua (A/A) oSintético-Agua (S/A) en los fluidos deemulsión inversa.

La fase sólida es lo que más interesa alingeniero de fluidos. Un aumento de laviscosidad plástica puede significar unaumento en el porcentaje en volumende sólidos, una reducción del tamaño delas partículas de los sólidos, un cambiode la forma de las partículas o unacombinación de estos efectos. Cualquieraumento del área superficial total de lossólidos expuestos se reflejará en unaumento de la viscosidad plástica. Porejemplo, en una partícula sólida que separte por la mitad, el área superficialexpuesta combinada de los dos trozosserá más grande que el área superficialde la partícula original. Una partículaplana tiene más área superficial expuestaque una partícula esférica del mismovolumen. Sin embargo, la mayoría de lasveces, el aumento de la viscosidadplástica resulta del aumento en elporcentaje de sólidos. Esto puede serconfirmado mediante los cambios dedensidad y/o el análisis en retorta.

Algunos de los sólidos contenidos enel fluido están presentes porque fueronañadidos intencionalmente. Porejemplo, la bentonita es eficaz paraaumentar la viscosidad y reducir lapérdida de fluidos, mientras que la barita

El esfuerzode corte es lafuerzarequeridaparamantener lavelocidad decorte.


5


es necesaria para la densidad. Comoregla general, la viscosidad del fluido nodebería ser más alta que la que serequiere para la limpieza del pozo y lasuspensión de barita. Cuando un fluidono está cumpliendo estas funciones, lomás conveniente sería aumentar elpunto cedente y los valores de bajoesfuerzo de corte (6 y 3 RPM) y no laviscosidad plástica.

Sin embargo, los sólidos perforadosafectan negativamente las propiedadesreológicas y no son convenientes. Estossólidos son continuamente añadidos alfluido durante la perforación, causandoun aumento de la concentración desólidos. Si no son eliminadosrápidamente, los sólidos siguendividiéndose en partículas más pequeñasal ser circulados y recirculados a travésdel sistema. Problemas de viscosidadsurgirán si los sólidos perforados no soncontrolados.

Los sólidos perforados pueden sercontrolados de tres maneras:1. Control mecánico de los sólidos.2. Asentamiento. 3. Dilución o desplazamiento.

El Capítulo 8 describe el control desólidos y la eliminación de los sólidosmás detalladamente.

La viscosidad plástica tambiéndepende de la viscosidad de la fasefluida. Cuando la viscosidad del aguadisminuye a medida que la temperaturaaumenta, la viscosidad plásticadisminuye proporcionalmente. Lassalmueras tienen viscosidades más altasque los fluidos de agua dulce. El aceiteemulsionado en los fluidos base aguatambién actúa como un sólido y afectarála viscosidad plástica del fluido.

Los polímeros añadidos al sistema paracontrolar la viscosidad, controlar lapérdida de fluidos o inhibir la lutitapueden generar altas viscosidadesplásticas, especialmente después de lamezcla inicial del polímero. Lospolímeros de cadena larga (POLY-PLUS®,HEC, POLYPAC® R, CMC) tienen el mayorimpacto sobre la viscosidad plástica. Lasvariaciones de cadena corta o bajaviscosidad de estos polímeros (POLYPAC®

R, UL, CMC LV) tienen un impactomenos importante sobre la viscosidadplástica. El aumento de la viscosidadplástica resulta más evidente justodespués de mezclar estos polímeros. Por

lo tanto, se recomienda que la viscosidadno sea medida en el tanque de succiónen este momento. En general, laviscosidad plástica y las propiedadesreológicas disminuyen y se estabilizandespués de unas cuantas circulaciones.

En lo que se refiere a los fluidos deemulsión inversa (base aceite ysintético), la viscosidad plástica puedeser ajustada con la relación A/A o S/A.En general, cuanto más alta sea larelación A/A o S/A, más baja será laviscosidad plástica. Además, la seleccióndel emulsificante principal tendrá unimpacto sobre la viscosidad plástica.

Los cambios en la viscosidad plásticapueden producir considerables cambiosen la presión de bombeo. Esto esextremadamente importante en laperforación de alcance extendido y contubería flexible, donde se usan materialestubulares más largos y de diámetro máspequeño. En estas situaciones, resultacrítico minimizar la viscosidad plástica.Como regla general, la viscosidadplástica debería ser mantenida al nivelmás bajo posible en todos los casos,porque una baja VP puede aumentar laenergía proporcionada a la barrena,mejorar el flujo en el espacio anular parala limpieza del pozo, y reducir el uso ydesgaste de los equipos, así como elconsumo de combustible. Un límitesuperior práctico para la viscosidadplástica es el doble del peso del fluido(lb/gal). Aunque este valor parezcarestrictivo en lo que se refiere a los altospesos de fluido, los sólidos se ven tanapretados por el material densificante,que estos fluidos tienen una toleranciamuy baja respecto a los sólidos deperforación. La viscosidad plásticaconstituye una buena aproximación dela viscosidad a través de las toberas de labarrena.

PUNTO CEDENTEEl Punto Cedente (PC) en libras por 100pies cuadrados (lb/100 pies2) se calcula apartir de los datos del viscosímetroFANN (VG), de la siguiente manera:

YP (lb/100 pies2) = 2 x Θ300 – Θ600oYP (lb/100 pies2) = Θ300 – PV

o en Pascales:YP (Pa) = 0,4788 x (2 x Θ300 – Θ600)oYP (Pa) = 0,4788 x (Θ300 – PV)

...laviscosidaddel fluido nodebería sermás alta quela que serequiere parala limpiezadel pozo y lasuspensiónde barita.

Los cambiosen laviscosidadplásticapuedenproducirconsiderablescambios enla presión debombeo.



CAPÍTULO

5

El punto cedente, segundocomponente de la resistencia al flujo enun fluido de perforación, es una medidade las fuerzas electroquímicas o deatracción en un fluido. Estas fuerzas sonel resultado de las cargas negativas ypositivas ubicadas en o cerca de lassuperficies de las partículas. El puntocedente es una medida de estas fuerzasbajo las condiciones de flujo, y dependede: (1) las propiedades superficiales delos sólidos del fluido, (2) laconcentración volumétrica de lossólidos, y (3) el ambiente eléctrico deestos sólidos (concentración y tipos deiones en la fase fluida del fluido). La altaviscosidad que resulta de un alto puntocedente o de altas fuerzas de atracciónpuede ser causada por:1. La introducción de contaminantes

solubles como sales, cemento,anhidrita o yeso, resultando en arcillasde floculación y sólidos reactivos.

2. Descomposición de las partículas dearcilla por la acción trituradora de labarrena y tubería de perforación,creando nuevas fuerzas residuales(valencias de enlace roto) en losbordes rotos de las partículas. Estasfuerzas tienden a juntar las partículasen una forma desorganizada oformando flóculos.

3. La introducción de sólidos inertesdentro del sistema aumenta el puntocedente. Esto hace que las partículas seacerquen más entre sí. Como elespacio entre las partículas disminuye,la atracción entre las partículasaumenta.

4. Las lutitas o arcillas hidratablesperforadas introducen nuevos sólidosactivos dentro del sistema,aumentando las fuerzas de atracciónal reducir el espacio entre laspartículas y aumentar el número totalde cargas.

5. El subtratamiento o sobretratamientocon productos químicos cargadoselectroquímicamente aumenta lasfuerzas de atracción.

6. El uso de biopolímeros ramificados(DUO-VIS®, la familia FLO-VIS®, XCD®,Xanvis).

7. Sobretratamiento con arcillaorganofílica o modificadoresreológicos en sistemas de emulsióninversa (HRPTM, VERSAMOD™).

El punto cedente es la parte de la

resistencia al flujo que se puedecontrolar con un tratamiento químicoapropiado. El punto cedente disminuyea medida que las fuerzas de atracciónson reducidas mediante el tratamientoquímico. La reducción del punto cedentetambién reducirá la viscosidad aparente.En un lodo base agua a base de arcilla, elpunto cedente puede ser reducido porlos siguientes métodos:1. Las valencias de enlace roto causadas

por la trituración de las partículas dearcilla pueden ser neutralizadasmediante la adsorción de ciertosmateriales aniónicos en el borde de laspartículas de arcilla. Estas valenciasresiduales son casi totalmentesatisfechas por productos químicostales como los taninos, las ligninas(TANNATHIN,® XP-20,® K-17TM), losfosfatos complejos (Phos y SAPP), loslignosulfonatos (SPERSENE

™) y lospoliacrilatos de bajo peso molecular(TACKLE,® SP-101®). La carga negativabásica de la partícula de arcillapredomina, de manera que los sólidosahora se repelen unos a otros.

2. En el caso de la contaminacióncausada por el calcio o magnesio, loscationes que causan la fuerza deatracción pueden ser eliminados en laforma de un precipitado insoluble, locual reducirá la fuerza de atracción yel punto cedente.

3. Se puede usar el agua para reducir elpunto cedente, pero a menos que laconcentración de sólidos sea muy alta,este método es relativamente ineficazy puede ser costoso. El agua solapuede modificar otras propiedades delfluido de manera poco recomendable.Esto ocurre en particular con losfluidos densificados donde el aguapuede aumentar la pérdida de fluidosy reducir el peso del fluido(necesitando otra densificación).En general, en los lodos base agua a

base de arcilla, los materiales aniónicos(cargados negativamente) se desfloculan,reduciendo la viscosidad. Los materialescatiónicos (cargados positivamente)fomentan la floculación y aumentan laviscosidad.

Se puede lograr un aumento del puntocedente mediante adiciones de unviscosificador comercial de buenacalidad. Además, cualquier cosa queproduzca la floculación en un fluido

El puntocedente...es unamedida de lasfuerzaselectroquímicasde atracción enun fluido.


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aumentará el punto cedente. Porejemplo, una pequeña cantidad de calañadida a un fluido de agua fresca quecontiene suficiente bentonita hidratadau otras arcillas, producirá la floculación,y por lo tanto, un aumento del puntocedente. Sin embargo, cabe recordar quela floculación puede tener efectosindeseables sobre el control de la pérdidade fluidos, las presiones de circulación ylos esfuerzos de gel.

El punto cedente de los sistemas defluido-arcilla de lignosulfonato disperso(SPERSENE) es típicamente mantenido aun nivel aproximadamente igual al pesodel lodo. El punto cedente de los fluidosno dispersos con un bajo contenido oun contenido mínimo de sólidos puedealcanzar niveles considerablemente másaltos, aunque estos fluidos se usan pocasveces a densidades mayores que 14lb/gal.

Agentes humectantes o diluyentesquímicos pueden ser usados para reducirel punto cedente en fluidos de emulsióninversa. A veces, estos materiales puedenreducir la cantidad de sólidos que elfluido puede tolerar. En general, el mejormétodo para reducir el punto cedente enun sistema de emulsión inversa esaumentando la relación A/A o S/A,añadiendo un fluido base aceite osintético.

El punto cedente es usadofrecuentemente como indicador de lascaracterísticas de dilución por esfuerzode corte de un fluido y de su capacidadde suspender el material densificante yretirar los recortes del pozo, pero puedeinducir a error. Cualquier fluido con unpunto cedente superior a cero disminuyeen cierta medida su viscosidad con elesfuerzo de corte. Los fluidos con puntoscedentes muy bajos no suspenderán elmaterial densificante, pero es posibleque los fluidos con altos puntos cedentestampoco suspendan el materialdensificante. Las soluciones de CMC,Celulosa Polianiónica (PAC) y polímerosHEC en agua tienen puntos cedentes,pero no suspenden el materialdensificante bajo condiciones estáticas.Las medidas de sus esfuerzos de corte abajas velocidades de corte indican que suesfuerzo de corte a una velocidad decorte de cero seg-1 es igual a cero (0). Lacapacidad de un fluido para suspender labarita depende más de los esfuerzos degel, de la viscosidad a baja velocidad de

corte y de la tixotropía de un fluido.

VISCOSIDAD A BAJA VELOCIDAD DECORTE Y LSRVEl uso cada vez más frecuente de laperforación de desviación controlada, dealcance extendido y horizontal y el usode biopolímeros para controlar laspropiedades reológicas han producidoun cambio de opinión en lo que serefiere a las propiedades reológicas queson consideradas necesarias para lograruna limpieza eficaz del pozo en lospozos desviados. A través de numerososestudios de laboratorio y en base a laexperiencia de campo, se hadeterminado que los valores deviscosidad a baja velocidad de corte (6 y3 RPM) tienen un mayor impacto sobrela limpieza del pozo que el puntocedente, además de proporcionar lasuspensión de barita bajo condicionestanto dinámicas como estáticas. Estostemas están descritos másdetalladamente en los capítulos sobre elAsentamiento de Barita y la Limpieza delPozo.

Además de las indicaciones de 6 y 3RPM, se determinó que la viscosidad debaja velocidad de corte creada por la redde polímeros en los sistemas de FLO-PRO®

era crítica para la limpieza del pozo y lasuspensión de sólidos en pozoshorizontales y de alto ángulo. Esta LSRVse mide usando un viscosímetro deBrookfield a una velocidad de corte de0,3 RPM (el equivalente de 0,037 RPMen un viscosímetro VG).La Figura 2 ilustra la manera en quesimilares viscosidades a 6 y 3 RPM talvez no indiquen el comportamientoverdadero de la LSRV.

Estas propiedades reológicas de bajocorte llenan el vacío entre las medidasdinámicas tradicionales de VP y PC, y lasmedidas estáticas del esfuerzo de gel.

TIXOTROPÍA Y ESFUERZOS DE GELLa tixotropía es la propiedad

demostrada por algunos fluidos queforman una estructura de gel cuandoestán estáticos, regresando luego alestado de fluido cuando se aplica unesfuerzo de corte. La mayoría de losfluidos de perforación base aguademuestran esta propiedad, debido a lapresencia de partículas cargadaseléctricamente o polímeros especialesque se enlazan entre sí para formar una

...los valoresde viscosidada bajavelocidad decorte...tienenun mayorimpactosobre lalimpieza delpozo que elpuntocedente...

matriz rígida. Las indicaciones deesfuerzo de gel tomadas con elviscosímetro FANN (VG) a intervalos de10 segundos y 10 minutos, y a intervalosde 30 minutos para las situaciones

críticas, proporcionan una medida delgrado de tixotropía presente en el fluido.La resistencia del gel formado dependede la cantidad y del tipo de sólidos ensuspensión, del tiempo, de latemperatura y del tratamiento químico.Es decir que cualquier cosa que fomentao impide el enlace de las partículas,aumentará o reducirá la tendencia agelificación de un fluido.

La magnitud de la gelificación, asícomo el tipo de esfuerzo de gel, esimportante en la suspensión de losrecortes y del material densificante. Nose debe permitir que la gelificaciónalcance un nivel más alto del necesariopara cumplir estas funciones. Losesfuerzos de gel excesivos pueden causarcomplicaciones, tales como lassiguientes:1. Entrampamiento del aire o gas en el

fluido.2. Presiones excesivas cuando se

interrumpe la circulación después deun viaje.

3. Reducción de la eficacia del equipo deremoción de sólidos.

4. Pistoneo excesivo al sacar la tuberíadel pozo.

5. Aumento brusco excesivo de lapresión durante la introducción de latubería en el pozo.

6. Incapacidad para bajar lasherramientas de registro hasta elfondo.La formación de geles progresivos o

geles instantáneos puede indicarproblemas en el sistema de fluido. Una

variación amplia entre la indicacióninicial de gel y las indicaciones de gel a10 o 30 minutos constituye la formaciónde geles progresivos e indica laacumulación de sólidos. Si lasindicaciones de gel inicial y a 10minutos son altas y muestran muy pocasdiferencias entre ellas, esto representa laformación de geles instantáneos y puedeindicar que la floculación ha ocurrido.En el caso de un sistema de FLO-PRO, losesfuerzos de gel son altos y planos, peroesto se debe a la red de polímeros creada.Además de ser altos y planos, losesfuerzos de gel de FLO-PRO también sonfrágiles y “rompen geles” con facilidad.Los esfuerzos de gel frágiles son muycomunes en los fluidos de perforación depolímeros. La Figura 3 ilustragráficamente los diferentes tipos deesfuerzo de gel.

El esfuerzo de gel y el punto cedenteson medidas de las fuerzas de atracciónen un sistema de fluido. El esfuerzo degel inicial mide las fuerzas de atracciónestáticas, mientras que el punto cedentemide las fuerzas de atracción dinámicas.Por lo tanto, el tratamiento que se usapara el esfuerzo de gel inicial excesivo esel mismo que para el punto cedenteexcesivo.

Además, la gelificación le proporcionaa un fluido una “memoria” de su pasadoy debe ser tomada en cuenta cuando setoman medidas significativas de laspropiedades reológicas. Si se deja reposarun fluido por un tiempo determinadoantes de medir el esfuerzo de corte a unavelocidad de corte determinada, seránecesario mantener dicha velocidad decorte por cierto tiempo, antes de que se



CAPÍTULO

5

Figura 2: Comparación entre la LSRV de Flo-Vis y la de HEC.

0,01 0,1 1,0 10,0Velocidad de corte (seg–1)

Vis

cosi

dad 1.5 lb/bbl

FLO-VIS

2.5 lb/bbl HEC

Fann rpm3 6

Esfu

erzo

de

gel

(lb/

100

pies

2 )

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Geles progresivos

Geles planos

Geles de tipopolímero FLO-PRO

Figura 3: Esfuerzos de gel.

0 10 20 30 40 50 60Tiempo (min)

La formaciónde gelesprogresivos ogelesinstantáneospuedeindicarproblemas enel sistema defluido.

...cualquiercosa quefomenta oimpide elenlace de laspartículas,aumentará oreducirá latendencia agelificaciónde un fluido.


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pueda medir un esfuerzo de corte en elequilibrio. Todos los enlaces entrepartículas que pueden romperse a dichavelocidad de corte deberán romperse, sino el esfuerzo de corte medido será másalto que el esfuerzo de corte en elequilibrio verdadero. El tiemporequerido depende del grado degelificación que haya ocurrido en lamuestra.

Después de tomar una medida a 600RPM y de reducir la velocidad de corte a300 RPM, el fluido tiende a recordar susantecedentes de corte a 600 RPM. Serequiere un tiempo determinado paraque ciertos enlaces entre partículas quepueden existir a la velocidad de cortereducida se formen de nuevo, antes deque se pueda medir un esfuerzo de corteen el equilibrio verdadero. El esfuerzo decorte indicado será demasiado bajoinicialmente, y aumentará gradualmentehasta alcanzar un valor de equilibrio.

El primer valor indicado de esfuerzo decorte a cualquier velocidad de cortedepende de los antecedentes de corteinmediatos de la muestra. Si se mide elesfuerzo de gel inicial de un fluidoinmediatamente después de cortar elfluido a 600 RPM, el valor indicado seráinferior al esfuerzo de cedenciaverdadero del fluido.

Como la formación o descomposiciónde una estructura de gel depende deltiempo, muchas relaciones diferentes deesfuerzo de gel/velocidad de cortepueden ser usadas para pasar de unavelocidad de corte a otra. Esto estáilustrado en la Figura 4. La curvacontinua representa la relaciónestabilizada de esfuerzo decorte/velocidad de corte que ocurrecuando la velocidad de corte del fluidoes modificada muy lentamente. Sinembargo, si el fluido parte del punto A aun valor de equilibrio del alto esfuerzode corte que disminuye repentinamentea una velocidad de corte igual a cero, elesfuerzo de corte seguirá la curvainferior, la cual es inferior en todos lospuntos a la curva de equilibrio.

Una vez que el fluido está inactivo, elesfuerzo de gel aumenta hasta que sealcance el punto B. Si la velocidad decorte es aumentada repentinamentedespués de la gelificación hasta el puntoB, el esfuerzo de corte seguirá unatrayectoria más alta desde el punto B

hasta el punto C, la cual es más alta entodos los puntos que la curva deequilibrio. Con el tiempo, a esta altavelocidad de corte, el esfuerzo de cortedisminuirá desde el punto C hasta elvalor de equilibrio en el punto A. Encambio, si la velocidad de corte esaumentada lentamente después de lagelificación hasta el punto B, el esfuerzode corte disminuirá inicialmente, y luegoseguirá la curva de equilibrio hasta elpunto A.

Se puede seguir la curva de B a C si elfluido de perforación no está siendotratado correctamente. Esto resultaría enpresiones de circulación muy altas.Periodos muy largos pueden sernecesarios para alcanzar el punto deequilibrio A. Los fluidos de perforacióntratados correctamente siguen latrayectoria más corta hasta la curva deequilibrio, resultando en presiones debombeo más bajas.

EFECTO DE LA TEMPERATURA Y LAPRESIÓN SOBRE LA VISCOSIDAD

Los aumentos de temperatura ypresión afectan la viscosidad de las faseslíquidas de todos los fluidos deperforación. El efecto es máspronunciado sobre los fluidos deemulsión inversa que sobre los fluidosbase agua. Los aceites y sintéticos debase se diluyen considerablemente másen condiciones de altas temperaturas. Elefecto de la temperatura es algo diferentesobre cada uno de los diferentes fluidosbase aceite y base sintético.

Los fluidos base agua son fluidoshidráulicos casi perfectos. Estos fluidosno se comprimen perceptiblemente bajopresión. En cambio, los fluidos baseaceite y base sintético son comprimibleshasta cierto punto. Su compresibilidadvaría según el fluido de base, la relaciónA/A o S/A, y los aditivos. En situaciones

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

Aumento rápido

Disminución rápidaCurva de equilibrio

Aumento lento

Figura 4: Comportamiento tixotrópico.

Velocidad de corte (γ)

B A

C

...lagelificación leproporcionaa un fluidouna“memoria”de supasado...


Rheology and Hydraulics 5.9 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98

CAPÍTULO

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críticas, los efectos de la temperatura y lapresión deberían ser determinados parael fluido de perforación y las fases dellíquido de base. Los efectos sobre laviscosidad pueden ser determinados conun viscosímetro rotativo de altatemperatura, tal como el Modelo 50 deFann para fluidos base agua, o con unviscosímetro de alta presión, altatemperatura, tal como el Modelo 70 deFann o el Huxley Bertram para fluidosbase aceite o sintético.

Las ecuaciones de API para compensarlos efectos de la temperatura y la presiónrequieren la viscosidad efectiva (µe) ados temperaturas.

T2 – T1ß[ T1T2 ]

µe(T2) = µe(T1)

La constante de temperatura (ß) debeser determinada a cada velocidad decorte para cada fluido.

α(P2 – P1)µe(P2) = µe(P1)

La constante de presión (α) debe serdeterminada para cada fluido deperforación.

El programa de computadora VIRTUALHYDRAULICS

® de M-I usa los datos delviscosímetro Modelo 70/75 de Fann paradeterminar la viscosidad del fluido deperforación a cualquier combinación detemperatura y presión.

TIPOS DE FLUIDOBasado en su comportamiento de flujo,los fluidos se pueden clasificar en dostipos diferentes: newtonianos y nonewtonianos.

FLUIDO NEWTONIANOLa clase más simple de fluidos es la

clase de fluidos newtonianos. Los fluidosde base (agua dulce, agua salada, aceitediesel, aceites minerales y sintéticos) dela mayoría de los fluidos de perforaciónson newtonianos. En estos fluidos, elesfuerzo de corte es directamenteproporcional a la velocidad de corte,como lo indica la Figura 5. Los puntosforman una línea recta que pasa por elpunto de origen (0, 0) del gráfico segúncoordenadas cartesianas. La viscosidadde un fluido newtoniano es la pendientede esta línea de esfuerzo decorte/velocidad de corte. El esfuerzo decedencia (esfuerzo requerido para iniciar

el flujo) de un fluido newtonianosiempre será cero (0).

En el ejemplo, cuando se duplica lavelocidad de corte, el esfuerzo de cortetambién se duplica. Cuando la velocidadde circulación para este fluido se duplica,la presión requerida para bombear elfluido será elevada al cuadrado (por ej.:el doble de la velocidad de circulaciónrequiere el cuádruple de la presión). Porejemplo, a 100 RPM, el esfuerzo de cortees de 35 unidades de deflexión, ycuando se duplica la velocidad de corte,el esfuerzo de corte se duplica a 70unidades de deflexión, etc. Este fluidotendría una viscosidad de 105 cP a 100rpm. Los fluidos newtonianos nosuspenderán los recortes y el materialdensificante bajo condiciones estáticas.Cuando los fluidos newtonianos (aguadulce, agua salada, salmueras y aceites)son usados para perforar, el pozo deberíaser sometido a circulaciones o barridosde limpieza periódicamente y antes derealizar los viajes.

El esfuerzo de corte debe ser medido adistintas velocidades de corte paracaracterizar las propiedades de flujo deun fluido. Sólo se requiere una medida,porque el esfuerzo de corte esdirectamente proporcional a la velocidadde corte para un fluido newtoniano. Apartir de esta medida, se puede calcularel esfuerzo de corte a cualquier otravelocidad de corte, usando la siguienteecuación:

τ = µ x γ

Esta definición general esindependiente de las unidades. Los datosdel viscosímetro VG (convertidos envalores de esfuerzo de corte y velocidadde corte) pueden ser convertidos en

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

) (u

nid

ades

del

cu

adra

nte

)

105

70

35 Viscosidad (µ) = pendiente

τγ

τµ = γ

Pendiente constante

Figura 5: Fluido newtoniano.

100 200 300Velocidad de corte (γ) (rpm)

Los fluidosbaseagua...no secomprimenperceptible-mente bajopresión.

En losfluidosnewtonianos,el esfuerzo decorte esdirectamenteproporcionala lavelocidad decorte...


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Rheology and Hydraulics 5.10 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98

valores de viscosidad mediante lasiguiente fórmula:

1,0678 x Θµ =

1,703 x ω

La viscosidad determinada por estafórmula está expresada en unidadesinglesas (pies, lb, etc.), pero la viscosidadindicada en el Informe Diario de Lodode API debe estar expresada encentipoise (cP o 0,01 dinas/cm2). Elfactor para convertir la viscosidad deunidades inglesas a centipoise es 478,9.Después de incluir este factor deconversión en la fórmula, la fórmularesultante es la siguiente:

1,0678 Θµ (cP) = 478,9 x x

1,703 ω

Después de simplificar los valoresnuméricos, esta fórmula quedamodificada de la siguiente manera:

Θµ (cP) = 300 x

ω

Esta simple fórmula será usada parademostrar que la viscosidad de losfluidos de perforación es mucho máscompleja de lo que se puede suponer.

El fluido que corre dentro de unatubería cilíndrica según un flujo laminaru ordenado, se desplaza en capasconcéntricas, de la manera indicada enla Figura 6a. La Figura 6b muestra unperfil de velocidad típico para un fluidonewtoniano que fluye dentro de unatubería. El perfil de flujo tiene la formade una parábola o de una bala.

La razón de cambio de velocidad conla distancia (velocidad de corte) es lapendiente del perfil de velocidad encualquier punto dentro de la tubería. Lapendiente del perfil de velocidad alcanzasu nivel máximo en la pared de latubería y disminuye hasta cero en elcentro de la tubería. Por lo tanto, lavelocidad de corte es máxima en lapared y nula en el centro de la tubería.En la pared de la tubería, la pendientedel perfil de velocidad es paralela a lapared de la tubería y tiene unapendiente infinita (máxima). Estapendiente disminuye con la distancia amedida que se aleja de la pared, y encierto punto tiene una pendiente de 45ºque tendría una pendiente de 1. En elcentro de la tubería, la pendiente del

perfil de velocidad es perpendicular a lapared de la tubería y tiene unapendiente de cero (mínima) (ver laFigura 6b). Por lo tanto, el esfuerzo decorte también será máximo en la pared.

La velocidad de corte (seg-1) en la paredde una tubería cilíndrica puede sercalculada con la siguiente ecuación:

8Vγ =

D

Donde: V = Velocidad media del fluido en la

tubería (pies/seg)D = Diámetro de la tubería (pies)

Este cálculo es algo diferente en el casode los espacios anulares concéntricos,como, por ejemplo, en un pozo quecontiene tubería de perforación de lamanera indicada en la Figura 7. Aquí, elfluido está fluyendo alrededor de latubería de perforación y dentro del pozoentubado o no entubado. La velocidadde corte anular (seg-1) para tuberíasconcéntricas se calcula con la siguienteecuación:

12Vγ =

DH – DP

Donde: V = Velocidad media del fluido en la

tubería (pies/seg)DH = Diámetro del pozo (pies)DP = Diámetro exterior de la tubería

(pies)

La relación DH – DP a veces es llamadadiámetro hidráulico.

Perfil de velocidadMáximo

A B

Pendiente del perfil develocidad = velocidad de corte

Mínimo

dr

dv

Cero

Máx

imo

Velo

cida

d m

edia

Figura 6: Perfil de velocidad de un fluido newtoniano(laminar).

La pendientedel perfil develocidadalcanza sunivelmáximo enla pared dela tubería ydisminuyehasta cero enel centro dela tubería.



CAPÍTULO

5

FLUIDOS NO NEWTONIANOSCuando un fluido contiene arcillas opartículas coloidales, estas partículastienden a “chocar” entre sí, aumentandoel esfuerzo de corte o la fuerza requeridapara mantener una velocidad de cortedeterminada. Si estas partículas sonlargas en comparación con su espesor, lainterferencia causada por las partículasserá importante cuando estén orientadasal azar en el flujo. Sin embargo, amedida que se aumenta la velocidad decorte, las partículas se “alinearán” en elflujo y el efecto de la interacción de laspartículas disminuye. Esto hace que elperfil de velocidad dentro de una tuberíasea diferente al perfil del agua. En elcentro de la tubería, donde la velocidadde corte es baja, la interferencia causadapor las partículas es grande y el fluidotiende a fluir más como una masa sólida.El perfil de velocidad se aplana de lamanera indicada en la Figura 8. Esteaplanamiento del perfil de velocidadaumenta la eficacia de barrido de unfluido para desplazar a otro fluido, ytambién aumenta la capacidad que unfluido tiene para transportar partículasmás grandes.

Si las partículas se atraeneléctricamente, el efecto es similar. A

bajas velocidades de corte, las partículasse enlazan entre sí, aumentando laresistencia al flujo, pero a altasvelocidades de corte, los enlaces serompen. Bajo estas circunstancias, elesfuerzo de corte no aumenta enproporción directa a la velocidad decorte. Los fluidos que se comportan deesta manera son llamados fluidos nonewtonianos. La mayoría de los fluidos deperforación son de este tipo.

Los fluidos no newtonianosdemuestran una relación de esfuerzo decorte/velocidad de corte, de la manerailustrada en la Figura 9. La relación deesfuerzo de corte a velocidad de corte noes constante, sino diferente a cadavelocidad de corte. Esto significa que unfluido no newtoniano no tiene ningunaviscosidad única o constante que puedadescribir su comportamiento de flujo atodas las velocidades de corte. Paradescribir la viscosidad de un fluido nonewtoniano a una velocidad de corte enparticular, se usa una “viscosidadefectiva”. La viscosidad efectiva se definecomo la relación (pendiente) de esfuerzode corte a velocidad de corte, a unavelocidad de corte determinada, y seilustra como la pendiente de una líneatrazada desde la curva de esfuerzo decorte (a la velocidad de corteconsiderada) hasta el punto de origen(ver la Figura 9). Como se indica, lamayoría de los fluidos no newtonianosdemuestran un comportamiento de“disminución de la viscosidad con elesfuerzo de corte”, de manera que la

Figura 7: Perfil de velocidad de un fluido newtoniano –espacio anular concéntrico (laminar).

Cilindrostelescópicos

del fluido

Figura 8: Perfil de velocidad de un fluido nonewtoniano (laminar).

Velo

cida

d m

edia

…aplanamientodel perfil develocidadaumenta laeficacia debarrido de unfluido…


5


viscosidad efectiva disminuye cuando lavelocidad de corte aumenta.

Como se muestra en la Figura 10,cuando se traza la viscosidad efectivajunto a la curva de esfuerzo de corte-velocidad de corte, es fácil observar lanaturaleza de disminución de laviscosidad con el esfuerzo de corte queexhiben la mayoría de los fluidos deperforación. La disminución de laviscosidad con el esfuerzo de corte tieneimplicaciones muy importantes para losfluidos de perforación, porque nosproporciona lo que más deseamos:1. A altas velocidades (altas velocidades

de corte) en la columna deperforación y a través de la barrena, ellodo disminuye su viscosidad con elesfuerzo de corte hasta alcanzarvalores bajos de viscosidad. Estoreduce la presión de circulación y laspérdidas de presión.

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

dentro del espacio anular, el lodotiene una viscosidad más alta quefacilita la limpieza del pozo.

3. A una velocidad ultrabaja, laviscosidad del lodo alcanza su másalto nivel, y cuando el lodo no estácirculando, éste desarrolla esfuerzos degel que contribuyen a la suspensiónde los materiales densificantes y de losrecortes.

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

Líneas de viscosidadefectiva (µ)

µ1

µ3

µ2

Perfil de flujo

Figura 9: Efecto de la velocidad de corte sobre laviscosidad efectiva de un fluido no newtoniano.


Esfu

erzo

de

cort

e (τ

) y

visc

osid

ad e

fect

iva

(µ)

Curva de esfuerzo

de corte

Curva de viscosidad efectiva

Figura 10: Efecto de disminución de la viscosidad conel esfuerzo de corte en los fluidos no newtonianos.


...un fluido nonewtoniano notiene ningunaviscosidad únicao constante quepueda describirsucomportamientode flujo a todaslas velocidadesde corte.



CAPÍTULO

5

Un modelo reológico es una descripciónde la relación entre el esfuerzo de corte yla velocidad de corte. La ley deviscosidad de Newton es el modeloreológico que describe elcomportamiento de flujo de los fluidosnewtonianos. También se llama modelonewtoniano. Sin embargo, como lamayoría de los fluidos de perforaciónson fluidos no newtonianos, estemodelo no describe su comportamientode flujo. En realidad, como no existeningún modelo reológico específico quepueda describir con precisión lascaracterísticas de flujo de todos losfluidos de perforación, numerososmodelos han sido desarrollados paradescribir el comportamiento de flujo delos fluidos no newtonianos. Acontinuación se proporciona unadescripción de los modelos de FlujoPlástico de Bingham, de Ley Exponencialy de Ley Exponencial Modificada. El usode estos modelos requiere medidas delesfuerzo de corte a dos o másvelocidades de corte. A partir de estasmedidas, se puede calcular el esfuerzo decorte a cualquier otra velocidad de corte.

MODELO DE FLUJO PLÁSTICO DEBINGHAMEl modelo de Flujo Plástico de Binghamha sido usado más frecuentemente paradescribir las características de flujo de losfluidos de perforación. Éste es uno de losmás antiguos modelos reológicos queson usados actualmente. Este modelodescribe un fluido en el cual se requiereuna fuerza finita para iniciar el flujo(punto cedente) y que luego demuestrauna viscosidad constante cuando lavelocidad de corte aumenta (viscosidadplástica). La ecuación para el modelo deFlujo Plástico de Bingham es la siguiente:

τ = τ0 + µpγ

Donde:τ = Esfuerzo de corteτ0 = Punto cedente o esfuerzo de corte a

una velocidad de corte de cero(intersección de Y)

µp = Viscosidad plástica o tasa deaumento del esfuerzo de corte conel aumento de la velocidad decorte (pendiente de la línea)

γ = velocidad de corte Cuando se convierte la ecuación para

su aplicación con las indicaciones delviscosímetro, la ecuación resultante es lasiguiente:

ωΘ = YP + PV x

300La mayoría de los fluidos de

perforación no son verdaderos fluidosPlásticos de Bingham. Para el lodo típico,si se hace una curva de consistencia paraun fluido de perforación con los datosdel viscosímetro rotativo, se obtiene unacurva no lineal que no pasa por el puntode origen, según se muestra en la Figura11. El desarrollo de los esfuerzos de gelhace que la intersección de Y seproduzca en un punto por encima delpunto de origen, debido a la fuerzamínima requerida para romper los gelese iniciar el flujo. El flujo tapón, condiciónen que un fluido gelificado fluye comoun “tapón” que tiene un perfil deviscosidad plano, comienza a medidaque esta fuerza aumenta. A medida quela velocidad de corte aumenta, el flujopasa del flujo tapón al flujo viscoso.Dentro de la zona de flujo viscoso, losincrementos iguales de la velocidad decorte producirán incrementos iguales delesfuerzo de corte, y el sistema adopta laconfiguración del flujo de un fluidonewtoniano.

El viscosímetro de dos velocidades fuediseñado para medir los valoresreológicos del punto cedente y de laviscosidad plástica de un Fluido Plásticode Bingham. La Figura 12 ilustra unacurva de flujo para un fluido deperforación típico, tomada en elviscosímetro FANN (VG) de dos

Modelos Reológicos

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

) Puntocedente deBingham

Transición del flujotapón al flujo viscoso

Flujo tapón

Esfuerzo decedencia verdadero Lodo newtoniano

Lodo típico

Figura 11: Diagrama de flujo del lodo newtoniano y típico.


Un modeloreológico esunadescripciónde larelaciónentre elesfuerzo decorte y lavelocidad decorte.

La mayoríade los fluidosdeperforaciónno sonverdaderosfluidosPlásticos deBingham.


5


velocidades. La pendiente de la porciónrectilínea de esta curva de consistenciaconstituye la viscosidad plástica. A partirde estas dos medidas de esfuerzo decorte, se puede extrapolar la línea deviscosidad plástica hasta el eje Y paradeterminar el punto cedente deBingham que está definido como laintersección de Y. Para la mayoría de loslodos, el esfuerzo de cedencia verdaderoes inferior al punto cedente de Bingham,como lo indican las Figuras 11 y 13.

La Figura 13 ilustra un perfil de flujoverdadero de un fluido de perforacióncon el modelo ideal de Flujo Plástico deBingham. Esta figura muestra nosolamente la comparación entre el“punto cedente verdadero” y el puntocedente de Bingham, sino también ladesviación de la viscosidad a bajas y altasvelocidades de corte en comparacióncon la viscosidad Plástica de Bingham. Elpunto cedente de Bingham es más altoque el esfuerzo de cedencia verdadero.

Por lo general, la mejor manera deestimar el punto cedente verdadero es apartir del valor de esfuerzo de gel inicial.

El modelo de Flujo Plástico deBingham representa con precisión larelación de esfuerzo de corte/velocidadde corte de los lodos base agua, de arcillafloculada, de baja densidad (como elHidróxido de Metales Mezclados(MMH)) y de la mayoría de los demásfluidos a altas velocidades de corte(mayores que 511 seg-1 o 300 RPM).Generalmente, los valores de esfuerzo decorte/velocidad de corte de la mayoríade los fluidos no floculados se desvíande los valores pronosticados por elmodelo de Flujo Plástico de Bingham, amedida que se reduce la velocidad decorte. La mayor divergencia está avelocidades de corte más bajas. Si unlodo es un verdadero fluido Plástico deBingham, entonces el esfuerzo de gelinicial y el punto cedente serán iguales,como en el caso de numerosos fluidosbase agua de arcilla floculada.

MODELO DE LEY EXPONENCIALEl modelo de Ley Exponencial procurasuperar las deficiencias del modelo deFlujo Plástico de Bingham a bajasvelocidades de corte. El modelo de LeyExponencial es más complicado que elmodelo de Flujo Plástico de Binghamporque no supone que existe una relaciónlineal entre el esfuerzo de corte y lavelocidad de corte, como lo indica laFigura 14. Sin embargo, como para losfluidos newtonianos, las curvas deesfuerzo de corte vs. velocidad de cortepara los fluidos que obedecen a la LeyExponencial pasan por el punto deorigen.

Este modelo describe un fluido en elcual el esfuerzo de corte aumenta según lavelocidad de corte elevadamatemáticamente a una potenciadeterminada. Matemáticamente, el

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

) (u

nid

ades

del

cua

dran

te)

Θ600

Θ300

YP

Pendiente =viscosidad plástica

Intersección =punto cedente

VP

Figura 12: Valores de Flujo Plástico de Binghamobtenidos a partir de dos medidas.

300 600Velocidad de corte (γ) (rpm)

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

Puntocedente deBingham

Punto cedente verdadero

Fluido Plástico de Bingham

Fluido no newtoniano típico

Figura 13: Modelo de Bingham y fluido no newtonianotípico.


Esfu

erzo

de

cort

e (τ)

Ley

Exponencia

l

Flujo Plástico de Bingham

Fluido newtoniano

Figura 14: Comparación del modelo de Ley Exponencial.


Lodo típico

Si un lodo esun verdaderofluidoPlástico deBingham,entonces elesfuerzo degel inicial yel puntocedenteserániguales...



CAPÍTULO

5

modelo de Ley Exponencial se expresacomo:

τ = Kγn

Donde:τ = Esfuerzo de corte K = Índice de consistenciaγ = Velocidad de corten = Índice de Ley Exponencial

Al ser trazada en un gráfico en escalalog-log, la relación de esfuerzo decorte/velocidad de corte de un fluido queobedece a la Ley Exponencial forma unalínea recta, como lo indica la Figura 15.La “pendiente” de esta línea es “n”. K’ esla intersección de esta línea.

El índice “n” de Ley Exponencial indicael grado de comportamiento nonewtoniano de un fluido sobre un rangodeterminado de velocidades de corte.Cuanto más bajo sea el valor de “n”, másel fluido disminuye su viscosidad con elesfuerzo de corte sobre dicho rango develocidades de corte, y más curvada serála relación de esfuerzo de corte/velocidadde corte, como se muestra en la Figura 16.

Según el valor de “n”, existen tres tiposdiferentes de perfiles de flujo ycomportamientos del fluido:1. n < 1: El fluido es un fluido no

newtoniano que disminuye suviscosidad con el esfuerzo de corte.

2. n = 1: El fluido es un fluidonewtoniano.

3. n > 1: El fluido es un fluido dilatanteque aumenta su viscosidad con elesfuerzo de corte (los fluidos deperforación no están incluidos en estacategoría).La Figura 17 muestra una comparación

entre un fluido de perforación típico y unfluido que disminuye su viscosidad con elesfuerzo de corte, un fluido newtoniano yun fluido dilatante.

El efecto de “n” sobre el perfil de flujo yel perfil de velocidad es muy importantepara los fluidos no newtonianos quedisminuyen su viscosidad con el esfuerzode corte. A medida que el perfil deviscosidad se aplana (ver la Figura 18), lavelocidad del fluido aumenta sobre unárea más grande del espacio anular, locual aumenta considerablemente lalimpieza del pozo. Ésta es una de lasrazones por las cuales los fluidos de bajovalor de “n” como Flo-Pro proporcionanuna limpieza del pozo tan buena.

El índice de consistencia “K” es laviscosidad a una velocidad de corte de unsegundo recíproco (seg-1). Este índice estárelacionado con la viscosidad de unfluido a bajas velocidades de corte. Laeficacia con la cual un fluido limpia elpozo y suspende los materialesdensificantes y los recortes puede sermejorada aumentando el valor de “K”. Elíndice de consistencia “K” estágeneralmente expresado en lb-seg-n/100pies2, pero también se puede expresar enotras unidades. Los términos “K” y “n”sólo son verdaderamente pertinentes

Esfu

erzo

de

cort

elo

garí

tmic

o (Θ

)log ω600 – log ω300K

}log Θ600 – log Θ300

Θ = K(rpm)n

n = pendiente

Figura 15: Gráfico logarítmico del modelo de LeyExponencial.

Velocidad de corte logarítmica (rpm)

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

n = 0,25

n = 1n = 0,5

Figura 16: Efecto del índice “n” de Ley Exponencialsobre la forma del perfil de flujo.


Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

Lodo típico

(n < 1)

Fluido newtoniano (n = 1)

Dilatante (n > 1)

Ley exponencial (n < 1)

Figura 17: Efecto del índice “n” de Ley Exponencialsobre el comportamiento del fluido.


A medidaque el perfilde viscosidadse aplana, lavelocidad delfluidoaumentasobre unárea másgrande...

El índice deconsistencia“K” es laviscosidad aunavelocidad decorte de unsegundorecíproco...


5


cuando están relacionados con unavelocidad de corte específica. Sinembargo, cuando la curva de un fluidoestá descrita por un número finito demedidas, los segmentos de la línea paraestas medidas describen a “K” y “n”.

Los valores de “K” y “n” pueden sercalculados a partir de los datos delviscosímetro. Las ecuaciones generales

para los valores de “n” y “K” son lassiguientes:

Θ2log (Θ1)n =ω2log (ω1)

Θ1K =ω1

n

Donde:n = Índice de Ley Exponencial o

exponenteK = Índice de consistencia o índice de

fluido de la Ley Exponencial (dinaseg–n/cm2)

Θ1 = Indicación del viscosímetro de lodoa una velocidad de corte más baja

Θ2 = Indicación del viscosímetro de lodoa una velocidad de corte más alta

ω1 = RPM del viscosímetro de lodo auna velocidad de corte más baja

ω2 = RPM del viscosímetro de lodo auna velocidad de corte más alta

RELACIÓN ENTRE (K, N) Y (VP, PC)En los fluidos de perforación a base dearcilla, tanto la viscosidad plástica comoel punto cedente del lodo indicados en laFigura 19 afectan el coeficiente “K”. Se

Vel

ocid

ad

n = 1,0

n = 0,667

n = 0,5

n = 0,25

n = 0,125

Figura 18: Efecto del índice “n” de Ley Exponencialsobre el perfil de velocidad.

Vis

cosi

dad

efec

tiva

(µ

e)

1.000

100

10

VP 44, PC 32

VP 36, PC 10VP 30, PC 8

VP 28, PC 4

(3)

(1)

(2)

Base

Figura 19: Relación entre “K” y “n” de Ley Exponencial y VP y PC de Bingham.

1 2 3 6Velocidad de corte (rpm x 100)

Velocidad de corte (sec–1)1 10 100 1,000

Base – k = 0.95, n = 0.85Caso 1 – k = 1,30, n = 0,83Caso 2 – k = 0,65, n = 0,89Caso 3 – k = 6,00, n = 0,67

En losfluidos deperforación abase dearcilla, tantola viscosidadplásticacomo elpuntocedente dellodo afectanel coeficiente“K”.



CAPÍTULO

5

muestran tres casos: (1) acumulación desólidos, (2) disminución de sólidos, y (3)floculación causada por lacontaminación.

Caso 1. La viscosidad plástica haaumentado hasta exceder la viscosidad dela “base” debido al aumento de lossólidos sin producir mucho cambio en elpunto cedente. La curva de viscosidad esbásicamente paralela a la curva de base,por lo tanto no se produce prácticamenteningún cambio en “n”. La viscosidadglobal ha aumentado; por lo tanto, elvalor de “K” es más alto.

Caso 2. La viscosidad plástico hadisminuido debido a la remoción de lossólidos; el punto cedente también hadisminuido. Como en el Caso 1, la curvade viscosidad es básicamente paralela yno se produce prácticamente ningúncambio en “n”. “K” disminuye debido ala disminución de la viscosidad global.

Caso 3. El punto cedente y laviscosidad plástica aumentaron debido ala contaminación y al aumento de lossólidos. La relación de PC a VP se ve muyafectada por la floculación resultante y elvalor de “n”, la pendiente de la curva deviscosidad, ha disminuido. “K” aumentasegún el cambio de la pendiente (“n”) y elaumento global de la viscosidad.

El boletín titulado “PrácticaRecomendada para la Reología y laHidráulica de los Fluidos de Perforaciónde Pozos de Petróleo” (Práctica 13DRecomendada por API, Tercera Edición, 1de junio de 1995) recomienda dosconjuntos de ecuaciones reológicas, unopara dentro de la tubería (condicionesturbulentas) y otro para el espacio anular(condiciones laminares).

La ecuación de Ley Exponencial paratuberías está basada en las indicacionesdel viscosímetro de lodo a 300 y 600 RPM(Θ300 y Θ600). Después de sustituir lasvelocidades de corte (511 y 1.022 seg–1)en las ecuaciones de “n” y “K” y desimplificar las ecuaciones, el resultado esel siguiente:

Θ600log (Θ300) Θ600np = = 3,32 log1.022 Θ300log( 511 )

5,11Θ300 5,11Θ600Kp = o511np 1.022np

Las ecuaciones de Ley Exponencial parael espacio anular son desarrolladas de la

misma manera, pero éstas utilizan losvalores obtenidos a 3- y 100-RPM (Θ3 yΘ100). Al sustituir las velocidades de corte(5,1 seg–1 y 170 sey–1, respectivamente)dentro de la ecuación general, lasecuaciones quedan simplificadas de lasiguiente manera:

Θ100log ( Θ3 ) Θ100na = = 0,657 log170,2 Θ3log (5,11)

5,11Θ100 5,11Θ3Ka = o170,2na 5,11na

Estas ecuaciones anulares requieren unaindicación del viscosímetro a 100 RPM(Θ100), la cual no se puede obtener conlos viscosímetros VG de dos velocidades.API recomienda que se calcule un valoraproximado para la indicación a 100 RPMcuando se usan los datos del viscosímetroVG de dos velocidades:

2(Θ600 – Θ300)Θ100 = Θ300 –

3

Ecuación general de Ley Exponencialpara la viscosidad efectiva (cP):

µe = 100 x Kγn–1

Viscosidad efectiva, tubería

µep (cP) = 1,6 x Vp

(np–1) 3np + 1 np

100 x Kp( D ) ( 4np )Viscosidad efectiva, espacio anular:

µea (cP) = 2,4 x Va

(na–1) 2na + 1 na

100 x Ka(D2 – D1) ( 3na )Donde:D = Diámetro interior de la tubería de

perforación o de los portamechasD2 = Diámetro interior del pozo o de la

tubería de revestimientoD1 = Diámetro exterior de la tubería de

perforación o de los portamechas

Aunque API se refiera a estas ecuacionescomo ecuaciones de Ley Exponencialpara espacios anulares y tuberías, lavelocidad de corte dentro del espacioanular puede disminuir hasta un nivelcomprendido dentro del rango que estámejor descrito por las ecuaciones paratuberías. La velocidad de corte dentro dela tubería puede disminuir hasta un nivelcomprendido dentro del rango que está

lasecuacionesde LeyExponencialparatuberíasdeberían serusadas cadavez que lavelocidad decorte esmayor que170 seg–1.


5


mejor descrito por las ecuaciones para elespacio anular. Cualquiera que sea el caso,deberían usarse las ecuaciones de LeyExponencial que coinciden mejor con losdatos. Generalmente, las ecuaciones deLey Exponencial para tuberías deberíanser usadas cada vez que la velocidad decorte es mayor que 170 seg–1.

LEY EXPONENCIAL MODIFICADAComo se mencionó anteriormente, APIha seleccionado el modelo de LeyExponencial como modelo estándar. Sinembargo, el modelo de Ley Exponencialno describe totalmente a los fluidos deperforación, porque no tiene un esfuerzode cedencia y calcula un valor demasiadobajo de la LSRV (viscosidad a muy bajavelocidad de corte), como se mostrópreviamente en la Figura 14. El modelode Ley Exponencial modificada, o modelode Herschel-Bulkley, puede ser utilizadopara tomar en cuenta el esfuerzorequerido para iniciar el movimiento delfluido (esfuerzo de cedencia).

Los diagramas mostrados en las Figuras20 y 21 ilustran las diferencias entre losmodelos de Ley Exponencial modificada,Ley Exponencial y Flujo Plástico deBingham. Está claro que el modelo de LeyExponencial modificada se parece más alperfil de flujo de un lodo de perforacióntípico. Se ha usado un viscosímetro FANN(VG) para obtener las indicaciones delcuadrante a velocidades de 600, 300 y 3RPM. Primero, los tres modelos sonpresentados sobre papel de coordenadascartesianas (Figura 20), y luego sobrepapel cuadriculado con doble escalalogarítmica (Figura 21).

En cada caso, el modelo de LeyExponencial modificada está ubicadoentre el modelo de Flujo Plástico deBingham, siendo éste el más alto, y elmodelo de Ley Exponencial, el más bajo.El modelo de Ley Exponencial modificadaes ligeramente más complicado que elmodelo de Flujo Plástico de Bingham o elmodelo de Ley Exponencial. Sin embargo,este modelo puede aproximarse más alcomportamiento reológico verdadero dela mayoría de los fluidos de perforación.

Matemáticamente, el modelo deHerschel-Bulkley es el siguiente:

τ = τ0 + Kγn

Donde:τ = Esfuerzo de corteτ0 = Esfuerzo de cedencia o fuerza para

iniciar el flujoK = Índice de consistenciaγ = Velocidad de corte

n = Índice de Ley Exponencial

En la práctica, se acepta el esfuerzo decedencia como valor para la indicación a3 RPM o el esfuerzo de gel inicial en elviscosímetro VG. Al convertir lasecuaciones para aceptar los datos delviscosímetro VG, se obtienen lasecuaciones para “n” y “K”.

Θ2 – Θ0log(Θ1 – Θ0)n =ω2log(ω1)

Θ1 – Θ0K =ω1

n

Donde:n = Índice de Ley Exponencial o

exponenteK = Índice de consistencia o índice de

fluido de la Ley Exponencial (dinaseg–n/cm2)

Θ1 = Indicación del viscosímetro de lodoa una velocidad de corte más baja

Θ2 = Indicación del viscosímetro de lodoa una velocidad de corte más alta

Θ0 = Esfuerzo de gel nulo o indicación a3 RPM

ω1 = Viscosímetro de lodo (RPM) a unavelocidad de corte más baja

ω2 = Viscosímetro de lodo (RPM) a unavelocidad de corte más alta

Esfu

erzo

de

cort

e (τ

)

Modelo de FlujoPlástico de Bingham

Ley Exponencial

Ley Exponencial Modificada

Figura 20: Comparación de los modelos reológicos.


Esfu

erzo

de

cort

elo

garí

tmic

o (τ

)

Modelo de FlujoPlástico deBingham

Ley Exponencial

Ley Exponencial Modificada

Figura 21: Gráfico logarítmico de comparación de losmodelos reológicos.

Velocidad de corte logarítmica (γ)

El modelo deLeyExponencialmodificada...puedeaproximarsemás alcomportamien-to reológicoverdadero de lamayoría de losfluidos deperforación.



CAPÍTULO

5

El fluido de perforación está sometidoa una variedad de configuraciones delflujo durante el proceso de perforaciónde un pozo. Estas configuraciones delflujo pueden definirse como diferentesetapas de flujo, de la manera ilustradaen la Figura 22.

Etapa 1 – Ningún flujo. . La mayoríade los fluidos de perforación resistencon fuerza suficiente al flujo, de maneraque es necesario aplicar una presiónpara iniciarlo. El valor máximo de estafuerza constituye el esfuerzo decedencia verdadero del fluido. En unpozo, el esfuerzo de cedencia verdaderoestá relacionado con la fuerza necesariapara “romper la circulación”.

Etapa 2 – Flujo tapón. Cuando seexcede el esfuerzo de cedenciaverdadero, el flujo comienza en la formade un tapón sólido. En el flujo tapón, lavelocidad es la misma a través deldiámetro de la tubería o del espacioanular, excepto para la capa de fluidoque está contra la pared del conducto.Muchas veces se hace referencia al flujode la pasta dentífrica dentro del tubopara describir un ejemplo de flujotapón. El perfil de velocidad del flujotapón es plano.

Etapa 3 – Transición de flujo tapón aflujo laminar. A medida que el caudalaumenta, los efectos de cortecomenzarán a afectar las capas dentrodel fluido y a reducir el tamaño deltapón en el centro del flujo. Lavelocidad aumentará desde el pozohasta el borde del tapón central. Elperfil de velocidad es plano a travésdel tapón que tiene la mayorvelocidad, y decae o disminuye a ceroen la pared del conducto.

Etapa 4 – Flujo laminar. A medidaque se aumenta el caudal, los efectosdel caudal y de la pared sobre elfluido siguen aumentando. A ciertopunto, el tapón central dejará deexistir. A este punto, la velocidadalcanzará su nivel más alto en elcentro del flujo y disminuirá a ceroen la pared del conducto. El perfil develocidad tiene la forma de unaparábola. La velocidad del fluido estárelacionada con la distancia a partirdel espacio anular o de la pared de latubería. Dentro de una tubería, se

puede describir al flujo como unaserie de capas telescópicas cuyavelocidad aumenta de capa en capahacia el centro. Todo el fluido através de la tubería o del espacioanular se moverá en la dirección deflujo, pero a diferentes velocidades.Esta etapa de flujo regular se llamalaminar debido a las capas o láminasformadas por las diferentesvelocidades.

Etapa 5 – Transición de flujolaminar a flujo turbulento. A medidaque el caudal aumenta, el flujo regularcomienza a descomponerse.

Etapa 6 – Flujo turbulento.Cuando el caudal sigue aumentando,el flujo regular se decompone

Etapas de Flujo

Etapa 6

Etapa 5

Etapa 4

Etapa 3

Etapa 2

Etapa 1

Ningún flujo

Flujo tapón

Flujo ordenado incompleto

Flujo ordenado completo

Flujo de transición

Flujo turbulento

Pozo

Tube

ría d

e pe

rfora

ción

Figura 22: Etapas de flujo.

...el esfuerzode cedenciaverdaderoestárelacionadocon la fuerzanecesariapara “romperlacirculación”.


5


totalmente y el fluido tiene un flujovorticial y turbulento. El movimientodel fluido total sigue siendo a lo largodel espacio anular o de la tubería enuna dirección, pero la dirección delmovimiento será imprevisible encualquier punto dentro de la masa delfluido. Bajo estas condiciones, el flujoes turbulento. Una vez que estascondiciones han sido alcanzadas,cualquier aumento del caudalproducirá simplemente un aumentode la turbulencia.

Estas etapas de flujo tienen variasimplicaciones diferentes. La presiónrequerida para bombear un fluidodentro de un flujo turbulento esconsiderablemente más alta que lapresión requerida para bombear elmismo fluido dentro de un flujolaminar. Una vez que el flujo esturbulento, los aumentos del caudalaumentan geométricamente la presiónde circulación. En el flujo turbulento,cuando se duplica el caudal, la presión

se multiplica por cuatro (22). Cuando semultiplica el caudal por tres, la pérdidade presión se multiplica por ocho (23).

Durante la perforación, la columna deperforación casi siempre tiene un flujoturbulento, y los aumentos resultantesde la pérdida de presión pueden limitarel caudal. Las pérdidas de presiónasociadas con el flujo turbulento dentrodel espacio anular pueden ser críticascuando la Densidad Equivalente deCirculación (ECD) se aproxima algradiente de fractura. Además, el flujoturbulento dentro del espacio anularestá asociado con la erosión del pozo ylos socavamientos en muchasformaciones. En las zonas propensas a laerosión, el diámetro del pozo sedesgastará de tal manera que el flujovuelva a ser un flujo laminar. Al perforarestas zonas, el caudal y las propiedadesreológicas del lodo deberían sercontrolados para impedir el flujoturbulento.

Una vez que las propiedades reológicaspara un fluido han sido determinadas ymodeladas para predecir elcomportamiento del flujo, los cálculosde hidráulica son realizados paradeterminar el efecto que este fluido enparticular tendrá sobre las presiones delsistema. Las presiones críticas son lapresión total del sistema (presión debombeo), la pérdida de presión a travésde la barrena y la pérdida de presiónanular (convertida en ECD).

Muchos pozos son perforados bajolimitaciones de presión impuestas porel equipo de perforación y los equiposconexos. Las presiones nominales delas camisas interiores de las bombas yde los equipos superficiales, así como elnúmero de bombas disponibles,limitan el sistema de circulación a unapresión máxima admisible de circulación.

A medida que los pozos sonperforados a mayores profundidades yque se instala la tubería derevestimiento, el caudal disminuyedentro de los pozos de diámetroreducido. Las presiones de circulaciónaumentarán debido al aumento de lalongitud de la columna de perforación

y del espacio anular, y posiblementedebido a la reducción del diámetro dela columna de perforación. Las camisasinteriores de las bombas de lodo seráncambiadas de manera que tengandiámetros más pequeños y presionesnominales más altas. Esto aumentará lapresión máxima admisible decirculación.

Cualesquiera que sean lascondiciones del pozo, la presiónmáxima admisible de circulaciónimpone un límite teórico sobre elcaudal. Las presiones de circulación, ypor consiguiente el caudal, estándirectamente relacionadas con lageometría del pozo y de los materialestubulares utilizados, incluyendo elequipo especial del Conjunto de Fondo(BHA), así como la densidad y laspropiedades reológicas del fluido. Porlo tanto, resulta imprescindibleoptimizar la hidráulica del fluido deperforación mediante el control de laspropiedades reológicas del fluido deperforación para evitar alcanzar estelímite teórico. Esto es particularmentecierto en el caso de la perforación dealcance extendido.

Cálculos de Hidráulica

Durante laperforación,la columnadeperforacióncasi siempretiene unflujoturbulento, ylos aumentosresultantesde la pérdidade presiónpuedenlimitar elcaudal.

...resultaimprescindibleoptimizar lahidráulica delfluido deperforaciónmediante elcontrol de laspropiedadesreológicas...



CAPÍTULO

5

PAUTAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LAHIDRÁULICALa presión máxima admisible decirculación y la velocidad de circulaciónson recursos limitados que pueden serdesperdiciados o aprovechados almáximo. La reología y los cálculos dehidráulica proporcionan los mediosnecesarios para ajustar las propiedadesdel lodo, el caudal y las toberas con elfin de optimizar estos recursos bajos lasrestricciones impuestas por los aparatosdel equipo de perforación.

El objetivo principal de laoptimización de la hidráulica es lograrun equilibrio entre el control delpozo, la limpieza del pozo, la presiónde bombeo, la densidad equivalentede circulación (ECD) y la caída depresión a través de la barrena. Ladensidad y las propiedades reológicasdel fluido son los parámetros queafectan esta eficacia hidráulica. Si sesupone que la densidad del fluido esmantenida a un nivel mínimo seguropara el control del pozo y laestabilidad del pozo, entonces laoptimización de la hidráulica dependede las propiedades reológicas delfluido y del caudal. En muchos casos,los equipos de fondo tales como losmotores de fondo, impulsores einstrumentos de medición al perforary registro al perforar, requieren uncaudal mínimo para funcionarcorrectamente. Esto hace que laspropiedades reológicas del fluidoconstituyan la única variable en elproceso de optimización.

ECUACIONES DE HIDRÁULICA DE APICon una excepción, las fórmulascontenidas en este capítulo cumplengeneralmente con las que estánincluidas en el boletín de API titulado“Práctica Recomendada para laReología y la Hidráulica de los Fluidosde Perforación de Pozos de Petróleo”(Práctica 13D Recomendada por API,Tercera Edición, 1 de junio de 1995).Las ecuaciones de API determinan,utilizan y registran las velocidades enel espacio anular y la tubería en piespor segundo. M-I registra lasvelocidades en pies por minuto. En estecapítulo, las fórmulas de API han sidomodificadas para determinar y utilizar

las velocidades en pies por minuto.Los programas (software) decomputadora y calculadora de M-I(PCMOD3™, HYPLAN™, RDH™ y QUIK-CALC3™) utilizan estas ecuaciones dehidráulica. Al final de este capítulo sepresenta un ejemplo de problemapara demostrar el uso de estasecuaciones.

Los fluidos en el flujo laminar“actúan” de distinta manera que losfluidos en un flujo turbulento. Estasdiferencias requieren el uso dediferentes ecuaciones para determinarlas pérdidas de presión en los flujoslaminares y turbulentos. Diferentesecuaciones también son necesariaspara calcular las pérdidas de presiónen el espacio anular y la columna deperforación, debido a las diferentesgeometrías.

La primera etapa en los cálculos dehidráulica consiste en determinar laetapa de flujo que está ocurriendo encada intervalo geométrico del pozo.La velocidad del fluido en cada unode estos intervalos puede serdeterminada con las ecuacionesproporcionadas a continuación.

VELOCIDAD MEDIA DE PROPAGACIÓNEN EL MEDIOAPI se refiere a la velocidad del fluidoque fluye dentro de un espacio anularo una tubería, como la velocidad depropagación en el medio. Esto suponeque la totalidad del fluido estáfluyendo a la misma velocidad con unperfil plano y sin las diferenciasinstantáneas de velocidad que seproducen en el flujo turbulento. Setrata básicamente de una velocidadmedia.

Velocidad media de propagación enla tubería (Vp):

24,48 x Q (gpm)Vp (pies/min) =

D2 (pulg.)

Velocidad media de propagación enel espacio anular:

24,48 x Q (gpm)Va (pies/min) =

(D22 – D1

2)(pulg.)Donde:

V = Velocidad (pies/min)Q = Razón de flujo (gpm)D = Diámetro (pulg.)

El objetivoprincipal delaoptimizaciónde lahidráulica eslograr unequilibrioentre elcontrol delpozo, lalimpieza delpozo, lapresión debombeo, ladensidadequivalentedecirculación(ECD) y lacaída depresión através de labarrena.


5


NÚMERO DE REYNOLDS

El número de Reynolds (NRe) es unnúmero adimensional usado paradeterminar si un fluido está en un flujolaminar o turbulento. La “PrácticaRecomendada para la Reología y laHidráulica de los Fluidos de Perforaciónde Pozos de Petróleo” (Práctica 13DRecomendada por API, Tercera Edición,1 de junio de 1995) supone que unnúmero de Reynolds inferior o igual a2.100 indica un flujo laminar. Unnúmero de Reynolds mayor que 2.100indica un flujo turbulento. Previosboletines de hidráulica de API y muchosprogramas de hidráulica que sonanteriores al boletín actual de hidráulicade API definen de diferentes maneras alos flujos laminar y turbulento.La fórmula general para el número deReynolds es la siguiente:

V DρNRe =

µ

Donde:V = VelocidadD = Diámetroρ = Densidadµ = Viscosidad

El número de Reynolds para dentrode la tubería es:

15,467 x Vp DρNRep =

µep

El número de Reynolds para el espacioanular es:

15,467Va (D2 – D1)ρNRea =µea

Donde:D = Diámetro interior de la tubería

de perforación o losportamechas

D2 = Diámetro interior del pozo o dela tubería de revestimiento

D1 = Diámetro exterior de la tuberíade perforación o losportamechas

µep = Viscosidad efectiva (cP) de latubería

µea = Viscosidad efectiva (cP) delespacio anular

VELOCIDAD CRÍTICA

La velocidad crítica se usa para describirla velocidad a la cual la transición delflujo laminar al flujo turbulento ocurre.El flujo dentro de la tubería deperforación es generalmente turbulento.Las ecuaciones para la velocidad críticaen la tubería y en el espacio anular estánenumeradas a continuación. El caudalcrítico puede ser calculado a partir deestas ecuaciones.

Velocidad crítica en la tubería (Vcp):

Vcp (pies/min) = Caudal crítico de la tubería::

Vcp D2

Qcp (gpm) =24,51

Velocidad crítica en el espacio anular(Vca):

Vca (pies/min) =

Caudal crítico del espacio anular:Vca (D2

2 – D12)

Qca (gpm) =24,51

Un númerode Reynoldsmayor que2.100 indicaun flujoturbulento.



CAPÍTULO

5

SISTEMA DE CIRCULACIÓNEl sistema de circulación de un pozo deperforación consta de varioscomponentes o intervalos, cada uno delos cuales está sujeto a una caída depresión específica. La suma de las caídasde presión de estos intervalos es igual ala pérdida total de presión del sistema oa la presión medida del tubo vertical. LaFigura 23 es un diagrama esquemáticodel sistema de circulación. Esta Figurapuede ser simplificada de la maneraindicada en la Figura 24, la cual ilustra elárea relativa de flujo de cada intervalo.

Puede haber cualquier número desubintervalos dentro de las categoríasenumeradas en la siguiente tabla.

La pérdida de presión total para estesistema se puede describirmatemáticamente como:

PTotal = PEquipo Superf. + PColumna Perf. + PBarrena

+ PEspacio Anul.

Cada uno de estos grupos de presiónpuede dividirse en sus componentes yen los cálculos apropiados.

Cálculos de Pérdida de Presión

Tubo vertical

Rotaria viajera o kelly


Salida del fluido

Tubería derevestimiento o riser

Portamechas

Pozo abierto

Barrena

Manómetro deltubo vertical

Entradadel fluido

Tubería derevestimiento corta

Herramientas defondo

Figura 23: Diagrama esquemático de un sistema decirculación.

Figura 24: Sistema de circulación simplificado.

0

1

2

3

4 5

6

7

0 Tubo vertical/rotaria viajera/kelly

1 Dentro de la tubería de perforación

2 Dentro de los portamechas

3 Dentro de las herramientas de fondo

4 Tobera

5 Espacio anular del pozo abierto/columna de perforación

6 Espacio anular del pozo abierto/columna de perforación

7 Espacio anular de la tubería derevestimiento o riser/columna deperforación

La suma delas caídas depresión deestosintervalos esigual a lapérdida totalde presióndel sistema...


5


PÉRDIDAS DE PRESIÓN DEL EQUIPOSUPERFICIAL

Las pérdidas de presión superficialesincluyen las pérdidas entre elmanómetro del tubo vertical y latubería de perforación. Esto incluye eltubo vertical, la manguera del kelly, la

unión giratoria y el kelly o la rotariaviajera. Para calcular la pérdida depresión en las conexiones superficiales,utilizar la fórmula para tuberías de APIpara la pérdida de presión en la tuberíade perforación. Las geometrías comunesdel equipo superficial están indicadasen la siguiente tabla.

Unión Longitud Eq. Caso Tubo Vertical Manguera giratoria, etc. Kelly 3,826-pulg. DI

1 40 pies de largo, 45 pies de largo, 20 pies de largo, 40 pies de largo, 2.600 pies3-pulg. DI 2-pulg. DI 2-pulg. DI 2.25-pulg. DI

2 40 pies de largo, 55 pies de largo, 25 pies de largo, 40 pies de largo, 946 pies3.5-pulg. DI 2.5-pulg. DI 2.5-pulg. DI 3.25-pulg. DI

3 45 pies de largo, 55 pies de largo, 25 pies de largo, 40 pies de largo, 610 pies4-pulg. DI 3-pulg. DI 2.5-pulg. DI 3.25-pulg. DI

4 45 pies de largo, 55 pies de largo, 30 pies de largo, 40 pies de largo, 424 pies4-pulg. DI 3-pulg. DI 3-pulg. DI 4-pulg. DI

CONEXIONES SUPERFICIALES DE LAROTARIA VIAJERA

Actualmente no hay ningún casoestándar para las unidades de rotariaviajera. Las conexiones superficiales dela mayoría de estas unidades secomponen de un tubo vertical de 86pies y 86 pies de manguera con undiámetro interior (DI) de 3,0 ó 3,8pulgadas. Además, hay una tubería en“S” que es diferente en casi todos losequipos de perforación.

PÉRDIDAS DE PRESIÓN DE LA COLUMNADE PERFORACIÓN

La pérdida de presión en la columnade perforación es igual a la suma delas pérdidas de presión en todos losintervalos de la columna deperforación, incluyendo la tubería deperforación, los portamechas, losmotores de fondo, las herramientas deMWD/LWD/PWD o cualquier otraherramienta de fondo.

FACTOR DE FRICCIÓN

Antes de calcular la pérdida depresión, se calcula el factor de fricciónde Fanning (fp) usando diferentesecuaciones para el flujo laminar y elflujo turbulento. Este factor de fricciónconstituye una indicación de laresistencia al flujo de fluido en lapared de la tubería. El factor defricción en estos cálculos supone unarugosidad similar para todos losmateriales tubulares.

Si el número de Reynolds es inferioro igual a 2.100:

16fp =

NRep

Si el número de Reynolds es mayorque 2.100:

log n + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log n

NRep[ 7 ]

PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LOSINTERVALOS DE TUBERÍAS

Los intervalos de la columna deperforación (incluyendo losportamechas) son determinados por elDI de la tubería. La longitud de unintervalo es la longitud de la tuberíaque tiene el mismo diámetro interior.La siguiente ecuación es usada paracalcular la pérdida de presión para cadaintervalo de la columna de perforación.

fpVp2ρ

Pp (psi) = x L92.916D

Donde:Vp = Velocidad (pies/min)D = DI de la tubería (pulg.)ρ = Densidad (lb/gal)L = Longitud (pies)

Las pérdidasde presiónsuperficialesincluyen laspérdidasentre elmanómetrodel tubovertical y latubería deperforación.



CAPÍTULO

5

PÉRDIDAS DE PRESIÓN A TRAVÉS DE LOSMOTORES Y DE LAS HERRAMIENTASSi la columna de perforación contieneun motor de fondo; una herramientade MWD, LWD o PWD; una turbina oun impulsor, sus pérdidas de presióndeben estar incluidas en las pérdidasde presión del sistema para calcular lahidráulica del sistema. Las pérdidas depresión pueden afectarconsiderablemente la presióndisponible en la barrena, así comoderivar el flujo alrededor de la barrena.

La pérdida de presión a través de lasherramientas de MWD y LWD varíaconsiderablemente según el peso dellodo, las propiedades del lodo, elcaudal, el diseño de la herramienta, eltamaño de la herramienta y lavelocidad de transmisión de datos.Algunos fabricantes publican pérdidasde presión para sus herramientas, peroestas pérdidas de presión pueden serestimadas por lo bajo, porque songeneralmente determinadas con agua.

La pérdida de presión a través deMotores de Desplazamiento Positivo(PDM) (Moyno), impulsores y turbinases más grande que las pérdidas através de las herramientas de MWD yLWD, y es afectada por más variables.Con un PDM o impulsor, el pesoadicional sobre la barrena aumenta eltorque y la pérdida de presión a travésdel motor. La caída de presión a travésde una turbina es proporcional alcaudal, al peso del lodo y al númerode etapas de accionamiento de laturbina. La pérdida de presión a travésde los motores y las turbinas no sepuede determinar con precisiónusando fórmulas; sin embargo, estosdatos de pérdida de presión tambiénpueden ser obtenidos de losproveedores.

PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LA BARRENA(PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN ENLAS TOBERAS)La pérdida de presión a través de labarrena se calcula con la siguienteecuación:

156ρQ2

Pbarrena =(D2

n1 + D2n2 + D2

n3 + …)2

En el caso de barrenas sacanúcleos ode cortadores de diamantes, el Área deFlujo Total (TFA) y los factoresapropiados de conversión sonsustituidos dentro de la ecuación paraobtener:

ρQ2

Pbarrena (psi) =10,858(TFA)2

Donde:ρ = Densidad (lb/gal)Q = Razón de flujo (gpm)TFA = Área de Flujo Total (pulg.2)

PÉRDIDAS TOTALES DE PRESIÓN EN ELESPACIO ANULARLa pérdida total de presión en elespacio anular es la suma de todas laspérdidas de presión del intervaloanular. Los intervalos anulares sondivididos por cada cambio deldiámetro hidráulico. Algún cambio deldiámetro exterior de la columna deperforación y/o algún cambio deldiámetro interior de la tubería derevestimiento, tubería de revestimientocorta o pozo abierto resultaría en uncambio del diámetro hidráulico. Comocon las ecuaciones de pérdida depresión de la columna de perforación,el factor de fricción debe serdeterminado antes de calcular lapérdida de presión para cada secciónanular.

FACTOR DE FRICCIÓN DEL ESPACIOANULARSi el número de Reynolds es inferior oigual a 2.100:

24fa =

NRea

Si el número de Reynolds es mayorque 2.100:

log n + 3,93( 50 )fa =

1,75 – log n

NRea[ 7 ]

PÉRDIDA DE PRESIÓN DEL INTERVALOANULARLa pérdida de presión para cadaintervalo debe ser calculadaseparadamente y sumada para obtenerla pérdida total de presión total delintervalo anular. Esta ecuación se usapara calcular las pérdidas de presiónde los intervalos individuales.

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faVa2ρ

Pa (psi) = x Lm92,916 (D2 – D1)

Donde:D2 = DI del pozo o tubería derevestimiento (pulg.)D1 = DE (diámetro exterior) de latubería de perforación o losportamechas (pulg.)

DENSIDAD EQUIVALENTE DECIRCULACIÓNLa presión en una formación durante lacirculación es igual al total de laspérdidas de presión de circulación anulardesde el punto de interés hasta el niplede campana, más la presión hidrostáticadel fluido. Esta fuerza se expresa como ladensidad del lodo que ejercería unapresión hidrostática equivalente a estapresión. Este peso equivalente del lodose llama Densidad Equivalente deCirculación (ECD).

ECD (lb/gal) =Pa (psi)

ρ (lb/gal) +0,052 x TVD (pies)

Una ECD excesiva puede causarpérdidas al exceder el gradiente defractura en un pozo. Es importanteoptimizar las propiedades reológicaspara evitar una ECD excesiva.

CÁLCULOS DE HIDRÁULICA DE LABARRENAAdemás de la pérdida de presión de labarrena, varios cálculos de hidráulicaadicionales son usados para optimizarel rendimiento de la perforación.Éstos incluyen cálculos de la potenciahidráulica, de la fuerza de impacto yde la velocidad del chorro.

POTENCIA HIDRÁULICAEl rango de potencia hidráulica (hhp)recomendado para la mayoría de lasbarrenas para rocas es de 2,5 a 5,0Caballos de Fuerza por PulgadaCuadrada (HSI) del área de la barrena.Una potencia hidráulica baja en labarrena puede producir bajasvelocidades de penetración y unrendimiento deficiente de la barrena.

POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BARRENALa potencia hidráulica en la barrenano puede exceder la potenciahidráulica total del sistema.

QPBarrenahhpb =1.740

Donde:Q = Caudal (gpm)PBit = Pérdida de presión de la barrena

(psi)

POTENCIA HIDRÁULICA POR PULGADACUADRADA DEL ÁREA DE LA BARRENA

1,27 x hhpb HSI =Tamaño de la Barrena2

Donde:Tamaño de la Barrena = Diámetro de la barrena (pulg.)

POTENCIA HIDRÁULICA DEL SISTEMA

PTotalQhhpSistema =1.714

Donde:PTotal = Total de pérdidas de presión

del sistema (psi)Q = Caudal (gpm)

VELOCIDAD DE TOBERA (PIES/SEG):Aunque se pueda utilizar más de untamaño de tobera en una barrena, lavelocidad de tobera será la mismapara todas las toberas. Velocidades detobera de 250 a 450 pies/seg sonrecomendadas para la mayoría de lasbarrenas. Las velocidades de toberamayores que 450 pies/seg puedendesgastar la estructura de corte de labarrena.

417,2 x QVn (pies/seg) =

D2n1 + D2

n2 + D2n3 + …

Donde:Q = Caudal (gpm)Dn = Diámetro de la tobera (1/32 pulg.)

PORCENTAJE DE PÉRDIDA DE PRESIÓNEN LA BARRENAIt is generally desired to have 50 to65% of surface pressure used acrossthe bit.

PBarrena%∆PBarrena = x 100PTotal

FUERZA DE IMPACTO (IF) HIDRÁULICA

VnQρIF (lb) =

1.930Donde:Vn = Velocidad de tobera (pies/seg)Q = Caudal (gpm)ρ = Densidad (lb/gal)

La pérdida depresión paracadaintervalo debeser calculadaseparadamen-te y sumadapara obtenerla pérdidatotal depresión totaldel intervaloanular.

Una potenciahidráulicabaja en labarrenapuedeproducirbajasvelocidadesdepenetración yunrendimientodeficiente dela barrena.

FUERZA DE IMPACTO/PULG.2

1,27 x IF (lb)IF (psi) =

Tamaño de la Barrena 2

OPTIMIZACIÓN DE LA HIDRÁULICA DELA BARRENA

En muchas regiones del mundo, lahidráulica de la barrena para rocas puedeser optimizada para mejorar la velocidadde penetración (ROP). Muchos factoresafectan la ROP, incluyendo el tamaño dela barrena, el tipo de barrena, lascaracterísticas de la barrena, el tipo y lasolidez de la formación, y la hidráulica dela barrena. En las áreas de rocas duras, lainteracción entre la barrena y laformación tiene un mayor impacto sobrela ROP que la hidráulica de la barrena.

La hidráulica de la barrena puede seroptimizada en lo que se refiere al impactohidráulico, la potencia hidráulica, lapotencia hidráulica por pulgada cuadradadel pozo debajo de la barrena, o lavelocidad de tobera. En general, elobjetivo es usar de 50 a 65% de la presiónmáxima admisible de circulaciónproporcionada a la barrena. Se consideraque los sistemas se optimizan para lafuerza de impacto cuando la pérdida depresión en la barrena es igual a 50% de lapresión de circulación. Cuando la pérdida

de presión en la barrena es igual aaproximadamente 65% de la presión decirculación, se considera que el sistemaestá optimizado para la potenciahidráulica. La Figura 24 compara laoptimización mediante la potenciahidráulica y la fuerza de impacto. Laoptimización de un aspecto en relacióncon otro produce un equilibrio entre estosaspectos.

En las formaciones blandas que sontípicas de los pozos costafuera, el únicolímite impuesto sobre la velocidad depenetración puede ser el tiempo deconexión. La acción de chorro no es tancrítica. Bajo estas condiciones, los altoscaudales y la gran turbulencia debajo dela barrena para reducir el embolamientode la barrena y del BHA (barrena,portamechas, etc.), así como la limpiezadel pozo, constituyen las principalespreocupaciones. Para estas condiciones, labarrena puede ser optimizada para lafuerza de impacto y el caudal. Cuando seoptimiza para la fuerza de impacto, seperderá aproximadamente 50% de lapresión máxima admisible de circulaciónen la barrena.

Cuando se perforan lutitas duras agrandes profundidades, la retención derecortes y los finos son los factores quelimitan las velocidades de penetración.



CAPÍTULO

5

Pérd

ida

de p

resi

ón, f

uer

za d

e im

pact

o y

pote

nci

a h

idrá

uli

ca

3,000

2,750

2,500

2,250

2,000

1,750

1,500

1,250

1,000

750

500

250

0

Presión superficial máxima admisible

Pérdida de presión de la barrenaOptimizada para la potencia hidráulica

Optimizada para la fuerza de impacto

Fuerza de impactohidráulica

Potencia hidráulica

Pérdidas

en la

columna d

e perf

oración

y el e

spaci

o anular

Figura 25: Efecto del caudal sobre la pérdida de presión y la hidráulica de la barrena.

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450Caudal (gpm)

En general, elobjetivo esusar de 50 a65% de lapresiónmáximaadmisible decirculaciónproporcionadaa la barrena.


5


Bajo estas condiciones, aumentosrelativamente pequeños de la velocidad depenetración pueden reducirconsiderablemente los costos del pozo. Laacción de chorro es crítica y lasvelocidades de perforación son mejoradascuando se optimiza la barrena para lapotencia hidráulica con el 65% de lapérdida de presión máxima admisible decirculación en la barrena.

LIMITACIONES DE LA OPTIMIZACIÓN PARAEL PORCENTAJE DE PÉRDIDA DE PRESIÓNEN LA BARRENAAunque hay una necesidad de lograr unrendimiento óptimo de la perforación, seimponen límites máximos respecto a lahidráulica aceptable. Las velocidades detobera excesivas pueden dañar lasestructuras de corte de las barrenas yreducir la vida útil de la barrena. Se haestablecido una relación entre velocidadesde corte en la tobera superiores a 100.000seg-1 y el socavamiento del pozo.

Además de los límites máximos,también se imponen límites mínimosaceptables. Problemas pueden surgircuando las toberas de la barrena sonseleccionadas para 50 ó 65% de la pérdidade presión de circulación en la barrena,sin tener en cuenta el sistema deperforación. A medida que se perfora unpozo a más profundidad, las pérdidas depresión en la columna de perforación y elespacio anular aumentan si se mantieneel caudal. Cuando esto ocurre, elporcentaje de presión máxima admisiblede circulación disponible en la barrenaserá más bajo. Será imposible mantener elcaudal y la pérdida de presión de labarrena a 65% de la presión máximaadmisible de circulación.

Si se reduce la velocidad de circulación,las pérdidas de presión en la columna deperforación y el espacio anulardisminuirán. Entonces, se puedeseleccionar el tamaño de las toberas demanera que mantengan la pérdida depresión de la barrena a 65% de la presiónsuperficial máxima admisible. Aunque sepueda mantener el porcentaje de pérdidade presión en la barrena reduciendo elcaudal, la potencia en la barrena y lavelocidad de circulación disminuirán conla profundidad, y el rendimiento de laperforación puede verse afectado.

El caudal debe ser mantenido a nivelesadecuados para la limpieza del pozo,

aunque la pérdida de presión de labarrena sea inferior a la deseada. Tambiénse debe tener cuidado de no “optimizarlas toberas reduciendo su tamaño” a untamaño que no permita el uso de materialde pérdida de circulación. A veces esteproblema puede ser evitado obturandouna de las toberas y seleccionando eltamaño de las toberas restantes para elárea de flujo total. Cuando una de lastoberas está obturada, la barrena puedeser optimizada con toberas de mayortamaño.

Los caudales óptimos cambian según eltipo de formación que se está perforando,el tamaño del pozo, el ángulo del pozo, ysi la barrena está optimizada para lafuerza de impacto o para la hidráulica.Para determinar un caudal apropiado,utilizar un modelo computarizado delimpieza de pozo tal como el VirtualHydraulics o RDH de M-I, o diagramaspara pozos desviados.

HERRAMIENTAS DE FONDO, FLUJODESVIADOLas herramientas de fondo tambiénpueden afectar la capacidad de optimizarla hidráulica de la barrena. Algunas (perono todas) herramientas de MWD y LWDdesvían hasta el 5% del flujo. Este fluidodesviado no alcanza la barrena y debe serrestado del flujo a la barrena cuando seoptimiza la hidráulica de la barrena. Seusa el caudal total (no reducido por elvolumen desviado) para calcular lahidráulica anular y las pérdidas de presiónen la tubería de perforación y losportamechas. El representante delfabricante de las herramientas de MWD yLWD debería ser consultado paradeterminar si una herramienta enparticular desvía al flujo, así como elvolumen de flujo desviado por dichaherramienta y la pérdida de presiónestimada a través de la herramienta.

Las secciones portantes de los Motoresde Desplazamiento Positivo (PDM) y delas turbinas requieren una porción delflujo para fines de enfriamiento. Estefluido es dirigido hacia el espacio anular ycontornea la barrena. El volumendesviado depende de diferentes variables,pero está generalmente comprendidoentre 2 y 10% del caudal total. Se deberestar este fluido desviado del flujo a labarrena cuando se optimiza la hidráulicade la barrena. Se usa el caudal total (no

Se debe tenercuidado deno“optimizarlas toberasreduciendosu tamaño”a un tamañoque nopermita eluso dematerial depérdida decirculación.



CAPÍTULO

5

reducido por el volumen derivado) paracalcular la hidráulica anular y las pérdidasde presión en la tubería de perforación ylos portamechas. El representante delfabricante del PDM o de la turbinadebería ser consultado para determinar elvolumen específico desviado y la pérdidade presión estimada a través del motor.

LIMPIEZA DEL FONDO DEL POZOAdemás de transmitir la energía a la

superficie de la barrena, el fluido deperforación también debería removereficazmente los recortes por debajo de labarrena para maximizar la ROP, evitandola “reperforación”. La limpieza puede sermejorada de varios modos, ninguno delas cuales afecta la manera en que laspérdidas de presión y la energía en labarrena son calculadas. Al aumentar laintensidad de la acción de chorro de lastoberas sobre la superficie de la formaciónpor debajo de la barrena mediante laextensión de las toberas, se mejora lalimpieza del fondo del pozo. Laobturación de una tobera mejorará elflujo transversal debajo de la barrena. Unchorro central mejora la limpieza de losconos para evitar el embolamiento de labarrena.

La acción de chorro es más fuertecuando el lodo sale de las toberas ydisminuye a medida que la distanciadesde las toberas aumenta, debido a lainteracción con el lodo circundante. Eluso de toberas extendidas que colocan elpunto de salida más cerca del fondo delpozo puede aumentar la intensidad delchorro sobre la formación. La intensidaddel chorro también puede ser mantenidausando tamaños asimétricos de toberas(aumentando el tamaño de una toberamientras se reduce el tamaño de lasotras). Esto mantendrá el área de flujototal y la pérdida de presión deseada en latobera, aumentando la intensidad dechorro de por lo menos una de lastoberas. La proximidad de la tobera alfondo del pozo se describefrecuentemente con la relación H/D,donde H es la distancia entre la tobera yel fondo del pozo, y D el diámetro de latobera. Esta relación H/D indicará laintensidad de la acción de chorro. Laintensidad total del chorro se mantieneen el centro del flujo a relaciones H/D de8 o menos, y disminuye rápidamente arazones más altas. Aumentando eldiámetro de la tobera se reduce la relación

H/D, pero también se reduce la velocidadde la tobera y la pérdida de presión através de la barrena.

La disposición de las toberas de lasbarrenas de cortadores de diamantespolicristalinos (PDC) está diseñada pararemover eficazmente los recortes pordebajo de la barrena. La disposición de lastoberas también es importante paraenfriar eficazmente las superficies de loscortadores.

REDUCCIÓN DEL ARRASTRELa reducción del arrastre es la tendenciaque un fluido tiene a demorar elcomienzo del flujo turbulento. Elresultado de esta demora es la reducciónde la pérdida de presión. La Figura 26ilustra la manera en que la presión decirculación disminuye cuando seaumenta la concentración de FLO-VIS®.Varios polímeros de cadena larga (POLY-PLUS®, FLO-VIS®, DUO-VIS®, HEC) fomentanla reducción del arrastre. Se puedeobservar una reducción de la presión debombeo cuando estos materiales sonañadidos al sistema. La reducción delarrastre es un comportamiento muycomplejo. No se entiende totalmente, yno existe ningún modelo para predecirlao compensarla. La reducción del arrastrepuede depender considerablemente deltiempo y de los sólidos. La presión debombeo aumenta gradualmente durantelas circulaciones subsiguientes, a medidaque los polímeros se descomponen oenvuelven a los sólidos.

VIRTUAL HYDRAULICS®

El programa de computadora “VIRTUALHYDRAULICS®” de M-I utiliza el grannúmero de variables que afectan lahidráulica del fluido de perforación paraproducir una mejor idea de lasviscosidades y pérdidas de presión que

Cau

dal

(bpm

)

Agua

0,5 lb/bbl

1,5 lb/bbl 1,0 lb/bbl

Figura 26: Reducción del arrastre con Flo-Vis®.

Pérdida de presión (psi)

El uso detoberasextendidas...puedeaumentar laintensidaddel chorrosobre laformación.

La reduccióndel arrastrees latendenciaque un fluidotiene ademorar elcomienzo delflujoturbulento.


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ocurren bajo las condiciones de fondo.Este programa incorpora no solamentelos datos de viscosidad del campo, sinotambién la viscosidad de alta temperaturay alta presión, para obtener una mejorpredicción del comportamiento de lossistemas de emulsión inversa bajocondiciones no estándar. El programaVirtual Hydraulics también es capaz detomar en cuenta los imperceptiblescambios de la geometría de la tubería ydel pozo que hasta ahora se calculabancomo un promedio a través de unintervalo. La información producida poreste programa es extremadamente precisay puede ser validada mediantedispositivos medidores de la presión defondo.

PRESIÓN DE PISTONEO Y PRESIÓN DESURGENCIACuando se levanta la columna deperforación para realizar una conexión opara sacarla del pozo, el lodo dentro delespacio anular debe caer para reemplazarel volumen de tubería sacada del pozo. Lapresión hidrostática disminuyemomentáneamente mientras que el lodocae dentro del espacio anular. Esta acciónse llama pistoneo y la reducción máximade la presión hidrostática se llama presiónde pistoneo. Las presiones de pistoneoestán relacionadas con las presiones defricción del lodo que fluye dentro delespacio anular para desplazar a lacolumna de perforación, no con lareducción de la presión hidrostáticacausada por la disminución del nivel delodo dentro del espacio anular. Si lapresión de pistoneo es mayor que elmargen de seguridad de la presiónhidrostática (presión de sobrebalance), losfluidos de la formación entrarán al pozomediante el pistoneo.

Cuando se baja o se introduce lacolumna de perforación o la tubería derevestimiento dentro del pozo, el lodo esdesplazado fuera del pozo. Las pérdidasde presión de fricción causadas por elflujo de lodo dentro del espacio anular, amedida que está siendo desplazado por latubería, causan presiones superiores a lapresión hidrostática de la columna delodo en el pozo. Las altas presionescausadas por la introducción de la

columna de perforación dentro del pozose llaman presiones de surgencia. Si lapresión de surgencia más la presiónhidrostática exceden el gradiente defractura, la formación se fracturará, locual estará acompañado por la pérdida decirculación resultante.

Las presiones de pistoneo y surgenciaestán relacionadas con las propiedadesreológicas del lodo; los esfuerzos de geldel lodo; la velocidad a la cual se saca o seintroduce la tubería en el pozo; lasdimensiones del espacio anular; y lalongitud de la columna de perforacióndentro del pozo. Las propiedadesreológicas afectan las presiones pistoneo ysurgencia de la misma manera queafectan las pérdidas de presión anular.Cualquier aumento de la viscosidadplástica o del punto cedente causará unaumento de las presiones de pistoneo ysurgencia.

La velocidad del lodo que se estádesplazando varía según el espacio anulary está directamente relacionada con lavelocidad de movimiento de la columnade perforación, ya sea al ser introducida oal ser sacada del pozo. Como los valoresmáximos (no medios) de la presión depistoneo y de la presión de surgenciadeben ser inferiores a las presionesnecesarias para pistonear el pozo ofracturar la formación, la presión depistoneo y la presión de surgencia debenser calculadas para la velocidad máximade la columna de perforación durante losviajes. Ésta se calcula generalmente comouna vez y media la velocidad media de lacolumna de perforación.

VMáx.Col.Perforación (pies/min porhaz de tubería) =

longitud del haz (pies)1,5 x x 60 seg/min

segundos por haz

La velocidad anular es calculada paracada intervalo, en base al desplazamientode la columna de perforación para dichointervalo. Luego se ajusta eldesplazamiento de la columna deperforación según dicha velocidadcalculada, para el flujo libre a partir de odentro de la columna de perforación(ningún flotador, barrena taponada, etc.)o para la columna de perforación

VMáx.Col.Perforación (pies/min) x desplazamiento de la columna de perforación (bbl/pies)

AVPistoneo-Surgencia (pies/min) =capacidad anular (bbl/pies)

...lareducciónmáxima dela presiónhidrostáticase llamapresión depistoneo.



CAPÍTULO

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taponada donde se usa el desplazamientomás la capacidad de la columna deperforación.

La velocidad anular debe ser calculadapara cada espacio anular. Estasvelocidades anulares deberían reemplazarlas pérdidas de presión anular para cadaintervalo dentro de las ecuaciones de API.Luego, las presiones de pistoneo ysurgencia son calculadas de la mismamanera que la ECD.

El propósito de calcular la presión depistoneo y la presión de surgencia esdeterminar las velocidades seguras parasacar e introducir la columna deperforación y minimizar los tiempos deviaje. Esto se hace cambiando el tiempomáximo o mínimo por haz de tubería ycalculando de nuevo la presión depistoneo y la presión de surgencia hastadeterminar los tiempos por haz de tuberíaen que la presión de pistoneo y la presiónde surgencia más la presión hidrostáticasea aproximadamente igual a la presiónde formación y a la presión de fractura.

Este tiempo por haz de tubería sólo espertinente en lo que se refiere a lalongitud actual de la columna deperforación dentro del pozo.

A medida que se saca la tubería delpozo, la longitud de la columna deperforación disminuye y el conjunto defondo será retirado dentro de la tubería derevestimiento de gran diámetro. Estopermitirá sacar cada haz de tubería conmayor rapidez, sin correr el riesgo de quese produzca el pistoneo dentro del pozo.Cuando se introduce la tubería dentro delpozo, la longitud de la columna deperforación aumenta y los espaciosanulares disminuyen a medida que seintroduce el conjunto de fondo (BHA)dentro de diámetros más pequeños. Estorequiere que se aumente el tiempo deviaje por haz de tubería para evitar lafracturación de la formación. La presiónde pistoneo y la presión de surgenciadeberían ser calculadas a intervalos de500 ó 1.000 pies.

El rendimiento de la perforación estádirectamente relacionado con lasrestricciones mecánicas impuestas por elequipo de perforación. Al controlar laspropiedades reológicas del lodo, se puedeoptimizar el rendimiento, operandodentro de los límites mecánicos impuestospor el equipo de perforación. Laspropiedades reológicas del lodo deberían

ser controladas para que se puedatransmitir a la barrena la mayor parteposible de la presión máxima admisiblede circulación del equipo de perforación,reduciendo las pérdidas de presiónparásitas en las conexiones superficiales,la columna de perforación y el espacioanular, sin perjudicar la limpieza del pozoo la suspensión de los sólidos.

Resumen

Ejemplo de Problema de Hidráulica

El propósito decalcular lapresión depistoneo y lapresión desurgencia esdeterminar lasvelocidadesseguras parasacar eintroducir lacolumna deperforación yminimizar lostiempos deviaje.

Al controlarlaspropiedadesreológicas dellodo, se puedeoptimizar elrendimiento,operandodentro de loslímitesmecánicosimpuestos porel equipo deperforación.

PROBLEMA:MD/TVD: 12.031 piesRevestimiento de superficie: 2.135

pies de 133⁄8-pulg. 61 lb/piesTubería de revestimiento

intermedia: 10.786 pies de 95⁄8-pulg. 40 lb/pies

Barrena: 85⁄8 pulg.Toberas (1/32 pulg.): 11, 11, 11Conexiones superficiales: Caso 3Tubería de perforación: 41⁄2 pulg.,

16.6 lb/piesPortamechas: 390 pies de

7 pulg. x 21⁄4 pulg.Presión superficial: 3.000 psi

Peso del lodo: 12,8 lb/galViscosidad embudo: 42 seg/qtViscosidad plástica: 19 cP

Punto cedente: 15 lb/100 pies2

Esfuerzo de gel inicial: 8 lb/100pies2

Caudal: 335 gpm

Cálculos: Para realizar los cálculos dehidráulica, se utiliza una serie defórmulas que deben ser usadas ensecuencia. Como la velocidad y laviscosidad del lodo cambian cada vezque el diámetro interior de la columnade perforación y el diámetro del espacioanular cambian, la hidráulica debe sercalculada para cada longitud decolumna de perforación y espacioanular que tiene un diámetro diferente.Aunque se calculen los mismos valorespara los intervalos anulares y losintervalos de la columna de


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perforación, diferentes fórmulas sonutilizadas para compensar lasdiferencias de flujo entre la columna deperforación y el espacio anular. Lasecuencia de los cálculos para cadaintervalo es la siguiente:• Valores de “n” y “K”.• Velocidad de propagación en el

medio.• Viscosidad efectiva.• Número de Reynolds.• Factor de fricción (se usará una de dos

fórmulas diferentes, según el valor delnúmero de Reynolds).

• Pérdida de presión del intervalo. Laspérdidas de presión de los intervalosanulares son sumadas y usadas paracalcular la densidad equivalente decirculación. Las ecuaciones paratuberías (columna de perforación) y lalongitud de tubería hidráulicaequivalente de las conexionessuperficiales son utilizadas paracalcular la pérdida de presión de lasconexiones superficiales.

La suma de las pérdidas de presión enlas conexiones superficiales, columnade perforación, herramientas de fondo,barrena y espacio anular deberíaaproximarse a la presión superficial.Θ300 = VP + PC

= 19 + 15 = 34

Θ600 = Θ300 + VP= 34 + 19 = 53

2VPΘ100 = Θ300 –

3

2 x 19Θ100 = 34 – = 21

3

La fórmula de hidráulica anular deAPI utiliza la indicación delviscosímetro VG a 100 RPM. Si los datosde un viscosímetro de lodo de seisvelocidades están disponibles, utilizar laindicación tomada a 100 RPM en vezdel valor calculado.

DI de la tubería de revestimientointermedia: 8,835 pulg.

Intervalo de pozo abierto: MD – longitud de la tubería derevestimiento12.031 pies – 10.786 = 1.245 pies

Conexión superficial Caso 3, longitudequivalente (pies): 610 pies detubería con DI de 3,826 pulg.

DI tubería de perforación: 3,826 pulg.Longitud de la tubería de perforación:

MD – longitud del portamechas12.031 pies – 390 pies = 11.641 piesde 41⁄2 pulg. x 3,826 pulg.

GEOMETRÍA ANULAR:Intervalo nº 1:

Longitud: 10.786 pies; DI tuberíade revestimiento: 8,835 pulg.;tubería de perforación: 41⁄2 pulg.

Comenzar desde la superficie, con latubería de perforación dentro de latubería de revestimiento paraformar el primer intervalo. Lalongitud del primer intervalo serála más corta de las dos, es decir lalongitud de la tubería derevestimiento, 10.786 pies. Latubería de perforación es más largade 855 pies que la tubería derevestimiento (11.641 – 10.786).Esta porción de 855 pies de latubería de perforación será usadapara calcular la longitud delpróximo intervalo.

Intervalo nº 2:Longitud: 855 pies; DI pozo abierto:

85⁄8 pulg.; tubería de perforación:41⁄2 pulg.

Determinar la longitud del próximointervalo de geometría usando los855 pies de tubería de perforaciónque se extienden por debajo de latubería de revestimiento y elpróximo intervalo del pozo, 1.245pies de pozo abierto. El más cortode los dos, es decir la tubería deperforación, determina la longituddel segundo intervalo, 855 pies. Elpozo abierto es más largo de 390pies (1.245 – 855) que la tubería deperforación. Esta longitud seráusada para determinar la longituddel próximo intervalo degeometría.

Intervalo nº 3:Longitud: 390 pies; DI pozo abierto:

8 5/8 pulg.; portamechas: 7 pulg.El siguiente intervalo de la columna

de perforación consta de 390 piesde portamechas. Esta longitud esigual a la longitud del resto delintervalo de pozo abierto a partirdel Intervalo nº 2; por lo tanto, lalongitud del intervalo de geometríafinal es 390 pies.

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CAPÍTULO

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Valores de “n” y “K” de la tubería:Θ600np = 3,32 logΘ300

53np = 3,32 log = 0,64(34)

5,11Θ600Kp =1.022np

5.11 x 53Kp = = 3,21

1.0220,64

CONEXIÓN SUPERFICIAL:Velocidad:


D2 (pulg.)

24,48 x 335= = 560,23 pies/min

3,8262

Viscosidad efectiva:µep (cP) =

1,6 x Vp(np–1) 3np + 1 np

100 x Kp( D ) ( 4np )µep =

= 48.96 cP

Número de Reynolds:15,467 x VpDρ

NRep =µep

15,467 x 560,23 x 3,826 x 12,8NRep =

48,96= 8,667

Factor de fricción:log n + 3,93( 50 )

fp =1,75 – log n

NRep[ 7 ]

log (0,64) + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log (0,64)

8.667[

7]

= 0,006025

Pérdida de presión:fpVp

2ρPp (psi) = x Lm92.916 D

0,006025 x 560,232 x 12,8Pp = x 610

92.916 x 3,826= 41,53 psi

INTERVALO Nº 1 DE LA COLUMNA DEPERFORACIÓN (TUBERÍA DEPERFORACIÓN):

Velocidad:24,48 x Q (gpm)

Vp (pies/min) =D2 (pulg.)

24,48 x 335= = 560,23 pies/min

3,8262


1,6 x Vp(np–1) 3np + 1 np

100 x Kp( D ) ( 4np )µep =

= 48,96 cP


NRep =µep

15,467 x 560,23 x 3,826 x 12,8NRep =

48,96= 8.667

Factor de fricción:Como el número de Reynolds es

mayor que 2.100, utilizar la ecuaciónpara el flujo turbulento.

log n + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log n

NRep[ 7 ]

log (0,64) + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log (0,64)

8.667[

7]

= 0,006025

Presión del intervalo:fpVp


0,006025 x 560,232 x 12,8Pp = x 11.641

92.916 x 3,826= 792,52 psi

INTERVALO Nº 2 DE LA COLUMNA DEPERFORACIÓN (PORTAMECHAS):

Velocidad de propagación en elmedio:

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D2 (pulg.)

24,48 x 335= = 1,619,91 pies/min

2,252


1,6 x Vp(np–1) 3np + 1 np

100 x Kp x( D ) ( 4np )µep =

= 27,6 cP


NRep =µep

15,467 x 1.619,91 x 2,25 x 12,8NRep =

27,6= 26.144

Factor de fricción:Como el número de Reynolds es

mayor que 2.100, utilizar la ecuaciónpara el flujo turbulento.

log n + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log n

NRep[ 7 ]

log (0,64) + 3,93( 50 )fp =

1,75 – log (0,64)

26.144[

7]

= 0,004434

Pérdida de presión:fpVp


0,004434 x 1.619,912 x 12,8Pp = x 390

92.916 x 2,25= 277,84 psi

Pérdida de presión total de lacolumna de perforación:

PColumna de Perforación = Pp1 + Pp2 + …

PDrillstring = 792,52 + 277,84 = 1.070,36 psi

Pérdidas de presión anular:Valor de “n” anular:

Θ100na = 0,657 log( Θ3 )21

na = 0,657 log = 0,275( 8 )Valor de “K” anular:

5,11Θ3Ka = 5,11na

5,11 x 8Ka = = 26,15,110,275

INTERVALO ANULAR Nº 1 (TUBERÍA DEREVESTIMIENTO DE 8,835 PULG. XTUBERÍA DE PERFORACIÓN DE 4,5PULG.):

Velocidad anular:24,48 x Q (gpm)

Va (pies/min) =(D2

2 – D12)

24,48 x 335 (gpm)Va =

8,8352 – 4,52 (pulg.)= 141,86 pies/min

Viscosidad anular efectiva:µea (cP) =

2,4 x Va(na–1) 2na + 1 na

100 x Ka x(D2 – D1) ( 3na )µea =

= 131,22 cP

Número de Reynolds anular:15,467 x Va x (D2 – D1) x ρ

NRea =µea

15,467 x 141,86 x (8,835 – 4,5) x 12,8NRea =

131,22= 927,82

Factor de fricción (si el número deReynolds es inferior a 2.100, utilizar laecuación para el flujo laminar):

24fa =

NRea

24fa = = 0,025867

927,82

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Pérdida de presión del intervaloanular, intervalo anular nº 1:

faVa2ρ

Pa (psi) = x Lm92.916 x (D2 – D1)

0,025867 x 141,862 x 12,8Pa = x 10.786

92.916 x 8,835 – 4,5= 177,94 psi

INTERVALO ANULAR Nº 2 (POZOABIERTO DE 8,625 PULG. X TUBERÍA DEPERFORACIÓN DE 4,5 PULG):

Velocidad anular:24,48 x Q (gpm)

Va (pies/min) =D2

2 – D12 (in.)

24,48 x 335Va =

8,6252 – 4,52

Va = 151,47 pies/min


2,4 x Va(na–1) 2na + 1 na

100 x Ka x(D2 – D1) ( 3na )µea =

= 120,72 cP


NRea =µea

15,467 x 151,47 x (8,625 – 4,5) x 12,8NRea =

120,72= 1.024,68

Factor de fricción (si el número deReynolds es inferior a 2.100, utilizar laecuación para el flujo laminar):

24fa =

NRea

24fa = = 0,02342

1.024,68

Pérdida de presión del intervaloanular:

faVa2ρ

Pa (psi) = x Lm92.916 x (D2 – D1)

0,02342 x 151,472 x 12,8Pa = x 855

92.916 x (8,625 – 4,5)= 15,34 psi

INTERVALO ANULAR Nº 3 (POZO DE8,625 PULG. X PORTAMECHAS DE 7PULG.):

Velocidad de propagación en elmedio:

24,48 x Q (gpm)Va (pies/min) =

D22 – D1

2 (pulg.)24,48 x 335

Va = = 322,99 pies/min8,6252 – 72


2,4 x Va(na–1) 2na + 1 na

100 x Ka(D2 – D1) ( 3na )µea =

= 35,48 cP


NRea =µea

15,467 x 322,99 x (8,625 – 7) x 12,8NRea =

35,48= 2.928,7

Factor de fricción (si el número deReynolds es mayor que 2.100, utilizarla ecuación para el flujo turbulento):

(log n + 3,93)( 50 )fa =

1,75 – log n

NRea[ 7 ]

(log (0,275) + 3,93)( 50 )fa =

1,75 – log (0,275)

2.928,70[

7]

= 0,00483



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5


Pérdida de presión anular:faVa

2ρPa (psi) = x Lm92.916 x (D2 – D1)

0,00483 x 322,992 x 12,8Pa = x 390

92.916 x (8,625 – 7)= 16,66 psi

Densidad equivalente de circulación:Pérdida de presión anular total a la

profundidad total (TD):PEspacio Anular = Pa1 + Pa2 + …

PAnnulus = 177,97 + 15,34 + 16,66 = 209,97 psi

Densidad equivalente de circulacióna TD:

ρc (lb/gal) = PEspacio Anular (psi)

ρ (lb/gal) +0,052 x TVD (pies)

209,97ρc = 12,8 +

0,052 x 12.031= 13,14 lb/gal

HIDRÁULICA DE LA BARRENA:Pérdida de presión a través de las

toberas o pérdida de presión de labarrena

156 x ρ x Q2

PBarrena (psi) =(D2

n1 + D2n2 + D2

n3…)2

156 x 12,8 x 3352

PBit =(112 + 112 + 112)2

= 1.700 psi

Porcentaje de pérdida de presión enla barrena:

PBarrena%∆PBarrena = x 100PTotal

1.700%∆PBit = x 100 = 57%

3.000

Velocidad de tobera de la barrena::417,2 x Q (gpm)

Vn (pies/seg) =D2

n1 +D2n2 +D2

n3 +… (pulg.)

417,2 x 335Vn =

112 + 112 + 112

= 385 pies/seg

Impacto hidráulico:Vn (pies/seg) x Q (gpm) x ρ (lb/gal)

IF (lb) =1.930

385 x 335 x 12,8IF (lb) =

1,930= 855 lb

Fuerza de impacto/pulg.2:1,27 x IF (lb)

IF (psi) =Tamaño de la Barrena2 (pulg.)

1,27 x 855IF (psi) = = 14,6 psi

8,6252

Potencia hidráulica en la barrena:Q (gpm) x PBarrena (psi)

hhpb =1.740

335 x 1.700HHPb = = 327,3 hhp

1.7402

Potencia hidráulica por pulgadacuadrada:

1,27 x hhpb (hhp)HSI =

Tamaño de la Barrena 2 (pulg.)1,27 x 327.3

SI = = 5.58 hhp/pulg2

8,6252

Pérdida de presión total calculada:Las pérdidas de presión calculadas

para el sistema (conexionessuperficiales, columna de perforación,herramientas de fondo, barrena yespacio anular) deberían aproximarseconsiderablemente a la presión decirculación (tubo vertical).PTotal = PEquipo Superf + PColumna de Perf. + PBarrena

+ PEspacio AnularPTotal = 41,53 + …

(792,52 + 277,84) + …1.700,0 + (177,97 + …

15,34 + 1,.66) = 3.021,9 psi

Esto se aproxima de maneraaceptable a la presión de circulaciónregistrada de 3.000 psi.

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Un polímero es una molécula de grantamaño que se compone de pequeñasunidades repetidas idénticas. Laspequeñas unidades repetidas se llamanmonómeros. La polimerización ocurrecuando los monómeros se juntan paraformar la molécula de polímero degran tamaño. Los polímeros puedentener pesos moleculares de variosmillones o pueden componersesimplemente de algunas unidadesrepetidas. Los polímeros que sólotienen unas cuantas unidades repetidasse llaman oligómeros.

Para representar la fórmula escrita deun polímero, se expresa la fórmulaempírica de la unidad repetida simpleal enésimo grado. Por ejemplo, elpolímero más simple es el polietileno((C2H4)n). El polietileno resulta de lapolimerización del monómero etileno(CH2=CH2). Durante el proceso depolimerización, el enlace dobledesaparece y se forma el polímero depolietileno.

n(CH2=CH2) → (CH2 – CH2)netileno polietileno

El polímero de polietilenoresultante se compone de una largacadena de “n” unidades repetidas. Elnúmero de veces que los monómerosse repiten constituye el grado de

polimerización. Los polímeros tienentípicamente un grado depolimerización mayor que 1.000.

El polietileno es un ejemplo de unhomopolímero. Los homopolímerossólo contienen un monómero. Otrosejemplos de homopolímeros incluyenel polipropileno y el poliestireno. Loscopolímeros son polímeros preparadosa partir de dos o más tipos demonómeros. Los monómeros puedenestar presentes en varias proporcionesy en diferentes posiciones de lacadena. La copolimerización ofreceuna flexibilidad mucho más grandepara el diseño de polímeros.

ESTRUCTURA DE LOS POLÍMEROSLas estructuras de los polímeros seclasifican como estructuras lineales,ramificadas o entrecruzadas. Acontinuación se proporcionanejemplos.

Lineal

Ejemplo:CMC (Carboximetilcelulosa), PHPA(Poliacrilamida ParcialmenteHidrolizada) y HEC(Hidroxietilcelulosa).

Química y Aplicaciones de los Polímeros

Química y Aplicaciones de los Polímeros 6.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

6

Los polímeros han sido usados en losfluidos de perforación desde los años1930, cuando el almidón de maíz fueintroducido como aditivo de control defiltrado. Desde esa época, los polímerosse han vuelto más especializados y enconsecuencia, su aceptación haaumentado. Los polímeros formanparte de prácticamente cada sistemabase agua usado actualmente. Enefecto, algunos sistemas dependentotalmente de polímeros y songeneralmente llamados sistemas depolímeros.

Actualmente se cuenta con unaamplia selección de polímeros. Algunospolímeros – como el almidón, por

ejemplo – provienen de fuentesnaturales. Otros polímeros másespecializados son polímeros naturalesmodificados, mientras que aún otrospolímeros más complicados se derivande sintéticos. Las posibilidadesilimitadas de desarrollo de polímeroshacen que los polímeros sean aplicablesa prácticamente cada función delfluido de perforación. La tecnología depolímeros permite analizar unasituación a nivel molecular y diseñarun polímero que reúna las propiedadesespecíficas requeridas para tratar lasituación. Por este motivo, lospolímeros tienen un futuro ilimitadoen los fluidos de perforación.

Un polímeroes unamolécula degran tamañoque secompone depequeñasunidadesrepetidasidénticas.

Introducción


Química y Aplicaciones de los Polímeros CAPÍTULO

6


Ramificada

Ejemplo: Almidón y goma xantana.Entrecruzada

Ejemplo: Goma xantana entrecruzadaExisten infinitas posibilidades de

variaciones estructurales. Algunas delas posibilidades estructurales queafectan el rendimiento de lospolímeros están enumeradas acontinuación.• Tipo de monómero o monómeros.• Peso molecular.• Tipo y alcance de la modificación

química subsiguiente en el polímero.• Número de grupos de ramificación o

entrecruzamiento en la cadena delpolímero.

CLASIFICACIÓN DE LOS POLÍMEROSLos polímeros usados en los fluidos deperforación pueden ser clasificados detres maneras. Se pueden clasificar deacuerdo a su química, es decir iónica ono iónica; de conformidad con sufunción, tal como viscosificadores oaditivos de control de filtración; osimplemente de acuerdo con su origen.Para los fines de este capítulo, lospolímeros son clasificados deconformidad con su origen. Lospolímeros usados en los fluidos deperforación vienen en tres tipos:• De origen natural.• De origen natural modificados.• Derivados sintéticamente

POLÍMEROS NATURALESLos polímeros naturales son polímerosproducidos en la naturaleza, sin laintervención humana. Estos materialesse derivan de fuentes naturales comoplantas, animales y la fermentación

bacteriana. El producto final debe sersometido a cierto tratamiento – comomínimo, recolección, separación,trituración y desecación – antes de serensacado. Los polímeros naturalestienen estructuras más complejas quelos polímeros sintéticos, y en generaltambién tienen pesos moleculares másaltos. Los polímeros naturales tambiénson menos estables térmicamente quelos polímeros sintéticos y toleran menosla degradación por actividad bacteriana.

Los polímeros naturales usados en losfluidos de perforación se componen demoléculas de azúcar polimerizadas ypertenecen a una clase de compuestosllamados polisacáridos. Los monómerosson las unidades de azúcar y contienencarbono:hidrógeno:oxígeno en laproporción de 6:12:6 (ver la Figura 1). Lapolimerización de las unidades deazúcar ocurre a través de una reacciónde condensación mediante la cual seelimina el agua de las unidadesindividuales de azúcar. El polisacáridoresultante consta de las unidades deazúcar enlazadas mediante átomos deoxígeno comunes. Los polisacáridostienen una relación de C:H:O de 6:10:5o C6(OH2)5. El enlazado de la cadenaprincipal de los polímeros naturales esmás complicado que el de los polímerossintéticos. La cadena principal secompone de estructuras de anillo decarbohidratos y de los átomos deoxígeno que realizan el enlace entre losanillos. Los polímeros sintéticos tienenun enlace carbono-carbono mucho mássimple.

Figura 1: Glucosa.El almidón es un polímero natural

que proviene de una variedad deplantas y semillas. Los almidones demaíz y papas constituyen la fuentemás importante para los fluidos deperforación. El almidón se componede dos polisacáridos: amilosa y

OH

OH

H

HO

H

OH

OH

H

CH 2OH

H

...polímerosusados en losfluidos deperforaciónvienen entres tipos...



CAPÍTULO

6

amilopectina. La amilosa, una cadenade anillos de carbohidratos, forma lacadena recta principal de la moléculade almidón. La amilopectina es unacadena de anillos de carbohidrato conmuchas ramificaciones que se inicianen la cadena principal de una amilosa.Las relaciones de las fracciones deamilosa y amilopectina determinan laspropiedades del almidón.

En su estado natural, el almidón noes hidrosoluble, simplemente flotacomo partículas de almidón. Para queel almidón sea eficaz en los fluidos deperforación, es necesario romper lacapa protectora de la amilopectinapara liberar la amilosa contenidadentro de ésta. Los gránulos dealmidón son calentados hasta que lascélulas se rompan, lo cual permite ladispersión de la amilosa. Este procesose llama pregelatinización. Una vezdisperso, el almidón se hidrata.Posteriormente, el almidón es

sometido a la desecación para serensacado como producto final. Esteproducto es no iónico y soluble tantoen agua salada saturada como en aguadulce.

MY-LO-JEL™ es un almidón de maízcompuesto de un promedio deaproximadamente 25% de amilosa y75% de amilopectina. POLY-SAL™ es unalmidón de papa que es ligeramentediferente del almidón de maíz. Elalmidón de papa tiene un pesomolecular ligeramente más alto que elalmidón de maíz, y también tiene unaconcentración más alta de amilosa enrelación con la amilopectina. Por estasrazones, sus funciones son un tantodiferentes. POLY-SAL tiene mayortolerancia a la dureza y unaestabilidad térmica ligeramente másalta que MY-LO-JEL. También produceun poco más de viscosidad.

El principal inconveniente del usode almidones es su tendencia a

H

O

H

…O H

OH

OH

H

CH 2OH

H

α

H

O

H

H

OH

OH

H

CH 2OH

HH

O

H

H

OH

OH

H

CH 2OH

HHH

H

OH

OH

H

CH 2OH

H

…

O O O O

Figura 2: Amilosa.

OH•OH

αO O

y

1

34

y

CH2 O

x

O O

H•OH

x

α

α

6

O O O

O O O

Figura 3: Amilopectina.

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En su estadonatural, el almidón no eshidrosoluble ...


6


fermentar. Los almidones sonmateriales naturales biodegradablesque deben ser conservados con unbiocida cuando son utilizados en losfluidos de perforación. Poly-Salcontiene un biocida en el producto.Otra desventaja del almidón es su bajaestabilidad térmica. El almidón sedegrada rápidamente cuando estáexpuesto por mucho tiempo atemperaturas superiores a 225ºF(102ºC).

Algunos ambientes son máspropicios que otros para ladegradación bacteriana. Los peoresambientes giran en torno al agua depreparación bioactiva. El agua deestanques constituye la peor fuente,aunque debería dudarse de cualquieragua obtenida de ríos o arroyos. Altastemperaturas, condiciones de pHneutro y aguas más dulces aceleran elcrecimiento bacteriano. Es menosprobable que surjan problemasbacterianos en sistemas de altocontenido de sal y ambientes de altopH; sin embargo, estos problemasocurren después de cierto tiempo.

La goma xantana está clasificadacomo un polímero natural, aunquesea obtenida en su forma producidapor la actividad bacteriana y no en suforma natural. La bacteriaXanthomonas campestris produce la

goma durante su ciclo de vida normal,mediante un proceso enzimáticocomplejo. El xantano es hidrosoluble,ligeramente aniónico y altamenteramificado. Tiene un peso molecularcomprendido en el rango de 2 a 3millones, lo cual es relativamente altopara los fluidos de perforación.

El xantano tiene una estructurarepetida de cinco anillos que secompone de una cadena principal dedos anillos y una cadena lateral de tresanillos. La cadena principal secompone de residuos de glucosa cuyaestructura es idéntica a la estructura dela celulosa. Tres cadenas laterales deresiduos adicionales de azúcar seramifican a partir de la cadenaprincipal. Varios grupos funcionales(carbonilo, carboxilo, hidroxilo yotros) se agregan a las cadenaslaterales para proporcionarle alxantano sus exclusivas propiedadesviscosificadoras.

La larga estructura de ramificacióndel polímero, unida al enlace dehidrógeno relativamente débil entrelos grupos laterales, le imparte alxantano exclusivas propiedadesviscosificadoras. Cuando se alcanzauna concentración determinada delpolímero, se forman enlaces dehidrógeno entre las ramificaciones delpolímero, resultando en una red

O

OOH

CH2

OH

C

O

CH2

O

OH

COOOM⊕

OH

O

OH

CH2OCCH2

HO

CH2OH

OH

CH2OH

OH

O OOH

O

O

O

O

OO

COOOM⊕

Figura 4: Estructura de la goma xantana.

La gomaxantana estáclasificadacomo unpolímeronatural...

M⊕ ≡ Na, K, 1⁄2/Ca



CAPÍTULO

6

compleja y enredada de moléculasdébilmente enlazadas. Sin embargo,las interacciones electrostáticas sondébiles, y cuando se aplica un esfuerzode corte al sistema, las fuerzas deatracción que mantienen unidos a lospolímeros se separan. A medida quelos enlaces de hidrógeno se rompen, laviscosidad del fluido disminuye.Cuando se deja de aplicar el esfuerzode corte, las cadenas del polímeroreanudan los enlaces de hidrógenoentre las moléculas y vuelven a suestado viscosificado original.

El polímero xantano producefluidos seudoplásticos o fluidos quedisminuyen su viscosidad con elesfuerzo de corte y estructuras de gel.La viscosidad disminuyeprogresivamente, a medida que seaumenta el esfuerzo de corte. Cuandose deja de aplicar el esfuerzo de corte,el fluido recupera totalmente suviscosidad original. Bajo condicionesde alta velocidad de corte – en lacolumna de perforación, por ejemplo– la viscosidad del sistema de lododisminuye. Bajo las velocidades decorte muy altas que existen en lastoberas de la barrena, el fluidodisminuye su viscosidaddramáticamente, hasta comportarsecasi como el agua. Bajo condiciones develocidad de corte más baja – en elespacio anular, por ejemplo – losenlaces de hidrógeno vuelven aformarse y la viscosidad aumenta.Bajo condiciones estáticas, los fluidosde xantano demuestran característicastixotrópicas que producen geles. Lagoma xantana y un biopolímerosimilar llamado goma welan, son dosde pocos polímeros comerciales queproducen propiedades tixotrópicas(geles) en los fluidos base agua.

La concentración de xantanonecesaria para desarrollar laspropiedades tixotrópicas depende delagua de preparación. Unaconcentración de 0,5 lb/bbl puede sersuficiente para un sistema de aguadulce altamente densificada, mientrasque un sistema de KCl o NaCl de altasalinidad puede requerir unaconcentración de 2 a 3 lb/bbl. En lassalmueras de alta salinidad, elpolímero xantano – como otrospolímeros a base de agua – no sehidrata fácilmente y sigue siendo en

espiral hasta cierto punto. En aguadulce, el polímero se expande y lasramificaciones del polímero hacencontacto, permitiendo la formación deenlaces de hidrógeno y facilitando eldesarrollo de la tixotropía resultante.

La goma xantana (tal como DUO-VIS® y FLO-VIS®) es añadida a los fluidosde perforación para numerosasaplicaciones. La mayoría de las veces,la goma xantana es usada comosubstituto de arcilla para impartirpropiedades tixotrópicas. En vez decargar un fluido con sólidos de arcillapara obtener la viscosidad y lasuspensión, se usa goma xantana. Estoes beneficioso de muchas maneras,especialmente al mantener lacapacidad óptima de suspensión ytransporte en los fluidos sin aumentarla carga de sólidos. Esta propiedadhace que la goma xantana sea elpolímero preferido para aumentar laviscosidad en los pozos de alcanceextendido y horizontales,especialmente cuando los pozostienen bajas velocidades anulares.

El xantano tiene varias propiedadesque lo convierten en el polímero idealpara las aplicaciones de fluidos derehabilitación/terminación y“perforación del yacimiento” sinarcilla. El xantano viscosifica lassalmueras, incluyendo el agua salada,NaCl, KCl, CaCl2, NaBr, y en ciertamedida, CaBr2. Es degradable conoxidantes (blanqueadores) o enzimas,y es soluble en ácido para facilitar lalimpieza. Desarrolla esfuerzos de gel ysuspende fácilmente los materialessolubles en ácido como CaCO3. FLO-VIS® es una versión especial clarificadadel xantano. La versión clarificada hasido tratada para eliminar cualquierresiduo bacteriano para aplicacionesen fluidos limpios.

POLÍMEROS NATURALES MODIFICADOSLos polímeros naturales modificadosson muy comunes en los fluidos deperforación. La celulosa y el almidónson dos polímeros naturales usadosfrecuentemente para producirpolímeros naturales modificados. Lasversiones modificadas pueden tenerpropiedades considerablementediferentes de las de los polímerosnaturales originales. Para los fluidos deperforación, los polímeros naturales

Lospolímerosnaturalesmodificadosson muycomunes enlos fluidos deperforación.


6


no iónicos – como la celulosa y elalmidón – son convertidos enpolielectrólitos.

Polielectrólitos. Muchos polímerosno son solubles en agua, y por lotanto, no pueden ser aplicados a losfluidos de perforación base agua – amenos que sean modificados. Paraobtener la solubilidad en agua, lospolímeros a veces son modificados apolielectrólitos. Esta modificaciónsupone una alteración de la unidadrepetida del polímero. Unpolielectrólito es un polímero que sedisuelve en agua, formando poliionesy contraiones de carga contraria. Unpoliión tiene cargas que se repiten a lolargo de la cadena del polímero. Lascargas pueden ser positivas, como enun polímero catiónico, o negativas,como en un polímero aniónico.Existen algunos ejemplos de polímeroscatiónicos, pero la mayoría de lospolímeros usados en los fluidos deperforación están cargadosnegativamente.

La eficacia de un polielectrólitodepende del número de sitiosdisponibles en el polímero, lo cual, asu vez, depende de los siguientesfactores:• La concentración del polímero.• La concentración y distribución de

los grupos ionizables.• La salinidad y dureza del fluido.• El pH del fluido.

Cuando el número de sitiosionizados en el polímero aumenta,éste tiende a extenderse y adesenrollarse. Esto se debe a larepulsión recíproca de las cargas quealarga y extiende el polímero en unaconfiguración que produce ladistancia máxima entre las cargassemejantes. Al extenderse, el polímeroexpone el número máximo de sitioscargados. Al extenderse, el polímeropuede unirse a las partículas de arcillay viscosificar la fase fluida.

EFECTOS DE LA CONCENTRACIÓN

Como se mencionó anteriormente, lospolímeros adoptan una configuraciónextendida o alargada al disolverse enla fase acuosa de un fluido deperforación. Esta configuración no esen forma de varilla, sino retorcida yenrollada para obtener la distancia

máxima entre las cargas semejantesdel polímero. En concentracionesdiluidas, el polímero hidrata unagruesa envoltura de agua(aproximadamente 3 ó 4 moléculas deagua). Existe una repulsiónelectrostática entre esas envolturas,cuyas superficies son grandes cuandoel polímero adopta la forma deextensión total. Esta gran áreasuperficial contribuye a los efectos deviscosidad del polímero.

Cuando la concentración delpolímero aumenta, las envolturas deagua que están alrededor de lospolímeros disminuyen. Como máspolímero está compitiendo paramenos agua, el efecto resultante es elaumento de la viscosidad. Esto ocurrecuando los polímeros se enredan aladherirse a una cantidad limitada deagua.

EFECTOS DEL PHLa solubilidad del polímero es afectadapor el pH. El pH determinafrecuentemente el grado de ionizaciónde los grupos funcionales a lo largo dela cadena del polímero. Por ejemplo,el grupo funcional más comúnencontrado en los polímeros base aguaes el grupo carboxilo. El grupocarboxilo ionizado constituye unacaracterística distintiva de la mayoríade los polímeros aniónicos,incluyendo las CMCs, PHPAs y gomasxantanas, por nombrar a unos pocos.

Figura 5: Grupo carboxilo ionizado.

Como se puede ver en la Figura 5, elgrupo carboxilo ionizado tiene unátomo de oxígeno de enlace doble yun átomo de oxígeno de enlacesencillo en el átomo de carbonoterminal. La ionización se realizahaciendo reaccionar el grupocarboxilo con un material alcalino talcomo la soda cáustica. Al ionizar elgrupo carboxilo que era previamenteinsoluble se logra la solubilidad delpolímero (ver la Figura 6).

C

O–

O

A medida queel polímero sehidrata...laviscosidadaumenta.

Lasolubilidaddel polímeroes afectadapor el pH.



CAPÍTULO

6

Figura 6: Solubilidad del polímero.

El grupo carboxilato de sodio atraeel agua a través de su sitio de cargaaniónica. Cuando se agrega elpolímero al agua, el ion sodio sesepara de la cadena del polímero,dejando un sitio cargadonegativamente. Ahora el polímero esaniónico y libre de hidratar el agua. Amedida que el polímero se hidrata, laenvoltura alrededor del polímeroaumenta de tamaño y la viscosidadaumenta.

La solubilidad óptima del grupocarboxilo se obtiene entre el pH 8,5 yel pH 9,5. Se requiere suficiente sodacáustica para alcanzar el pH 8,5 con elfin de ionizar y volver el polímerosoluble. Si se añaden mayorescantidades de soda cáustica, lascaracterísticas viscosificadorasdisminuirán ligeramente. En caso deinversión del pH – es decir que el pHde la solución cae dentro del rangoácido (menos de 7) – el grupocarboxilato vuelve a su forma originalde carboxilo y el polímero pierde susolubilidad.

EFECTOS DE LA SALINIDADLa salinidad desempeña un papel muyimportante en la determinación de laeficacia de un polímero. La sal inhibeel efecto de desenrollamiento yalargamiento que ocurre cuando seañade un polímero hidrosoluble alagua. En vez de desenrollarse yalargarse, el polímero adopta unaforma aglomerada relativamente máspequeña y su solubilidad tambiéndisminuye. Esto resulta de la mayorcompetencia por agua. La sal limita elagua disponible en que un polímeropuede hidratarse y expandirse.Cuando la salinidad aumenta, lospolímeros ni se hidratan tanto niaumentan la viscosidad con la mismafacilidad.

Cuando se añade sal a un sistemade agua dulce donde los polímeros

están totalmente extendidos, estaadición suele producir un pico deviscosidad. Como la sal hidrata yextrae el agua de los polímeros, elsistema puede desestabilizarsetemporalmente, como mínimo, y laviscosidad aumenta. Los polímeros seenredan con los sólidos perforados yotros polímeros mientras que secontraen a su estado aglomerado. Unavez que los polímeros adoptan suestado aglomerado, la viscosidaddisminuye considerablemente.

Típicamente, la eficacia de lospolímeros en los ambientes salinosdisminuye, pero esto puede sersolucionado mediante tratamientosadicionales. Por ejemplo, la PAC(Celulosa Polianiónica) o la gomaxantana puede requerir el doble de suconcentración normal, o aún más,para funcionar en un ambiente salino.

EFECTOS DE LOS CATIONES DIVALENTESCuando iones divalentes como elcalcio y el magnesio están presentesen un fluido de perforación, su efectosobre el sistema puede ser dramático.Como el ion sodio, el cual también sehidrata y limita la cantidad global deagua disponible, los iones calcio ymagnesio se hidratan aún más que elion sodio. Esto hace que lahidratación del polímero sea muyineficaz en la presencia de estos iones.

El calcio presenta otro problemapara los polímeros aniónicos, porqueel calcio reacciona con el grupoaniónico del polímero. Al hacer esto,el polímero se flocula y puedesepararse del sistema. Por este motivo,generalmente se recomienda usarcarbonato de sodio para tratar el calciodel sistema. Los polímeros que sóloson ligeramente aniónicos, como lagoma xantana, y los polímeros queson no iónicos, como el almidón, noson precipitados por el calcio. Sinembargo, estos polímeros sonafectados por la fuerte característica dehidratación del calcio, y sus eficaciasdisminuyen en la presencia del calcio.

DERIVADOS DE CELULOSALa celulosa es un polímero naturalinsoluble en agua. Para ser útil comoaditivo en los fluidos de perforación,la celulosa debe ser convertida enCarboximetilcelulosa (CMC). La CMC

C

O

OH

Insoluble

C

O–

O

Soluble

NaOH

...los ionescalcio ymagnesio sehidratanaún más queel ion sodio.

La sal limitael aguadisponible enque unpolímeropuedehidratarse yexpandirse.


6


es un ejemplo de polielectrolito. LasFiguras 7 y 8 demuestran la manera enque se modifica la estructura de anillorepetida para la celulosa,introduciendo el grupo carboximetiloaniónico. Ahora, el polímeromodificado, mediante el grupoaniónico, tiene una afinidad con elagua y es hidrosoluble.

La carboximetilcelulosa se formamediante la reacción de la sal de sodiodel ácido monocloroacético(CICH2COONa) con la celulosa. Lamayoría de las veces, una substituciónocurre en el grupo (-CH2OH) paraformar un polielectrolito soluble.

Las propiedades de lacarboximetilcelulosa de sodiodependen de varios factores:• El Grado de Substitución (G.S.).• El Grado de Polimerización (G.P.).• La uniformidad de la substitución.• La pureza del producto final.

El grado de polimerización se refiereal número de veces que la estructurade anillo se repite. La estructura deanillo es la estructura repetida quedefine el polímero. Cuanto más altosea el G.P, más alto será el pesomolecular. La viscosidad aumenta amedida que el G.P. para la CMCaumenta. La CMC de alta viscosidad

tiene un peso molecular más alto quela CMC de baja viscosidad.El grado de substitución se refiere alnúmero de substituciones que ocurrenen una sola estructura de anillorepetida. En la figura anterior queilustra la carboximetilcelulosa desodio, se puede observar que hayexactamente una substitución en cadaestructura de anillo. Eso significa queel G.S. es 1.

En el ejemplo anterior, lasubstitución ocurrió solamente en elgrupo metil hidroxi (-CH2OH). Lasubstitución también podría haberocurrido en cualquiera de los dosgrupos hidroxilo (-OH), lo cual daríaun G.S. de 3. La solubilidad en agua seobtiene cuando el G.S. alcanza 0,45. Elrango típico de G.S. para la CMC es de0,7 a 0,8. La CMC de alta viscosidadtiene el mismo G.S. que la CMC deviscosidad media o baja. La únicadiferencia son sus respectivos G.P. LaCMC de substituciones relativamentemás altas suele ser llamada CelulosaPolianiónica (PAC). La PAC tiene lamismas estructura química y el mismoG.P. que la CMC; pero el G.S. esdiferente para los dos polímeros. Elrango típico de G.S. para la PAC es de0,9 a 1,0.

Figura 7: Celulosa.

H

O

HO

H

OH

H

H

H

OH

CH 2OH

H

OH

OH

H

H

CH 2OH

H

OH

H

OH

OH

H

H

H

OH

CH 2OH

H

OH

H

H

CH 2OH

H

OHn

O

O O

O

Figura 8: Carboximetilcelulosa de sodio, G.S. = 1,0.

CH2OCH 2COO–Na+

H

O

HO

H

OH

H

H

H

OH

CH 2OCH 2COO–Na+

H

OH

OH

H

H

H

OH

H

OH

OH

H

H

H

OH

H

OH

H

H

H

OHn

4 I

CH2OCH 2COO –Na+

CH2OCH 2COO–Na+

O

O

O

O

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El grado depolimerizaciónse refiere alnúmero deveces que laestructura deanillo serepite.



CAPÍTULO

6

El G.S. más alto produce un polímeroque es más soluble que la CMC. Estohace que el rendimiento de la PAC seageneralmente mejor que el de la CMC.Ambos materiales tienen unrendimiento similar en agua dulce, peroel rendimiento de la PAC es mejor queel de la CMC en las aguas saladas yduras.

A veces la CMC y la PAC – con G.P.,G.S. y purezas idénticas – tienendiferentes rendimientos. Esto se debe ala uniformidad (o falta de uniformidad)de la substitución a lo largo de lacadena. Una CMC o PAC de buenacalidad tiene una substitución uniformea lo largo del polímero. Una CMC oPAC de rendimiento mediocre puedetener la substitución en un soloextremo o en el medio del polímero.Esto resulta en un polímero que tieneuna solubilidad limitada, y por lo tanto,un rendimiento mediocre.

Polypac® es una celulosa polianiónicade alta calidad. Proporciona el controlde filtrado en sistemas de agua dulce,agua salada, NaCl y KCl. Forma unrevoque fino, duro y dúctil que limita lapérdida de filtrado a las formacionespermeables. También produce unaexcelente viscosidad en agua salada yen agua dulce. Se recomienda usarPolypac en vez de CMC en agua demar, agua salada y aguas con niveles decalcio soluble mayores que 400 mg/l. Acontinuación se proporciona una tablaque contiene las especificacionestécnicas y las limitaciones de la CMC yla PAC.

Tabla 1: CMC y PAC.

La HEC (Hidroxietilcelulosa) es otrotipo de polímero de celulosamodificada. Se produce poniendo lacelulosa en remojo en una solución desoda cáustica, luego haciendoreaccionar la celulosa alcalina con óxidode etileno. Esto resulta en unasubstitución de los grupos hidroxietiloen los sitios de hidroximetilo ehidroxilo. Aunque el polímero sea noiónico, los grupos hidroxietilo tienenuna suficiente afinidad con el agua paraque el polímero sea hidrosoluble.Además del G.S., la estructura delpolímero también es afectada por elG.P. de las cadenas laterales etoxiladas.El G.P. de las cadenas laterales se llamaSubstitución Molecular (S.M.), o elnúmero medio de moléculas de óxidode etileno que han reaccionado concada unidad de celulosa. Una vez queun grupo hidroxietilo se agrega a cadaunidad, éste puede reaccionar de nuevocon otros grupos, en una formación deextremo a extremo. Mientras hayaóxido de etileno disponible, estareacción puede continuar. Cuanto másalta sea la S.M., más alta será lasolubilidad en agua del polímero, y porende, la tolerancia de sal y dureza.Típicamente, los valores de S.M. varíande 1,5 a 2,5 para la HEC.

La HEC se usa principalmente para laviscosidad y el control de filtrado en losfluidos de rehabilitación y terminación.Es compatible con la mayoría de lassalmueras, incluyendo el agua salada,KCl, NaCl, CaCl2 y CaBr2. Éste es unpolímero muy limpio y soluble enácido, lo cual hace que sea ideal para lasoperaciones de relleno de grava y otrasoperaciones en las cuales el fluido determinación hace contacto con elintervalo productivo. Como la HEC esno iónica, no reacciona con lassuperficies cargadas con la misma

Producto Peso Mol. G.P. G.S.

PAC LV 140-170 850-1.000 0,9-1,0

PAC HV 200-225 1.130-1.280 0,9-1,0

CMC LV 40-170 850-1.000 0,7-0,8

CMC HV 200-225 1.130-1.280 0,7-0,8

H

OH

OH

H H

H

OH

H

OH

OH

H

H

H

n

CH 2OCH 2CH 2OCH 2CH2OH OCH 2CH 2OH

CH 2OCH2CH 2OH

C

H

H

C

HO

Ethylene oxide

Cellulose +

O

O

H

Figura 9: Hidroxietilcelulosa.

POLYPAC® esuna celulosapolianiónicade altacalidad.

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Celulosa

Óxido de etileno


6


intensidad que los polímeros iónicos.Esto mejora su función como aditivodel fluido de terminación.

La HEC tiene un límite detemperatura de 250ºF (121ºC). No esmuy afectada por el pH (encima delpH 10, la viscosidad puede disminuirligeramente) y es resistente a lasbacterias. No es un polímerotixotrópico (no genera estructuras degel para la suspensión), y en realidadno proporciona casi ningunaViscosidad a Muy Baja Velocidad deCorte (LSRV), aunque produzca unaviscosidad global bastante alta.

Derivados de almidón. Como semencionó anteriormente en estecapítulo, el almidón es útil en muchasaplicaciones sin sufrir ningunamodificación química. Sin embargo,los derivados de almidón puedenadquirir diferentes propiedadesmediante la modificación química. Elalmidón puede ser modificado demanera que deje de ser propenso a ladegradación bacteriana. Su estabilidadtérmica también puede ser aumentadaconsiderablemente mediante simplesmodificaciones. A continuación seproporcionan algunos ejemplos dealmidones modificados.

Almidón carboximetílico (CMS).El almidón carboximetílico es otroejemplo de polímero modificado.Como la CMC, el almidóncarboximetílico sufre una substituciónde carboxilato en el grupohidroximetilo o en cualquiera de losdos grupos hidroxilo de la estructurade anillo. También como la CMC, lasubstitución ocurre más fácilmente enel grupo hidroximetilo.

THERMPAC® UL, un almidóncarboximetílico, controla el filtradocon un aumento mínimo de laviscosidad en la mayoría de los fluidos

de perforación base agua. Constituyeuna alternativa a los materiales dePAC en sistemas que requieren unestricto control de la filtración y bajaspropiedades reológicas. Thermpac ULactúa más como un material de CMCque como un almidón. Tiene unaestabilidad térmica similar a la CMC yla PAC (hasta 300ºF (149ºC)) y norequiere el uso de bactericida.

THERMPAC UL es más eficaz cuandoes aplicado en fluidos de perforaciónque contienen menos de 20.000 mg/lde Cl- y 800 mg/l de Ca2+. Es eficaz acualquier nivel de pH y es compatiblecon todos los sistemas a base de agua.

Almidón hidroxipropílico. Elalmidón Hidroxipropílico (HP) es otroejemplo de almidón modificado. Seproduce mediante la reacción entre elalmidón y el óxido de propileno. Elalmidón modificado resultante es noiónico e hidrosoluble. En realidad, lamodificación aumenta la solubilidaden agua del almidón. Como con elCMS y la HEC, la substitución ocurreen el grupo hidroximetilo o encualquiera de los dos grupos hidroxilodisponibles en la estructura de anillo.También como la CMC y el CMS, lasubstitución ocurre más fácilmente enel grupo hidroximetilo.

Esto resulta en una substitución delos grupos propoxilados. El G.P. de losgrupos propoxilados se conoce comoSubstitución Molar (S.M.). La S.M. esel número medio de moléculas deóxido de propileno que hanreaccionado con cada unidad dealmidón. Una vez que un grupohidroxipropilo se agrega a cadaunidad, éste puede reaccionar denuevo con otros grupos, en unaformación de extremo a extremo. Lareacción del óxido de propileno con elalmidón tiene similitudes con la

H

OOH

H

H

CH 2OH

H

OH

H

H

H

OH

O

H

OH

H

H

H

OHn

CH2OCH 2COO– CH2OH

…O

H

H

OH

α

H

OOH

H

H

H

OH

CH2OCH 2COO–

H H

…

O O O OH

Figura 10: Almidón carboximetílico, G.S. = 1,0

...la HEC...noreacciona conlas superficiescargadas conla mismaintensidadque lospolímerosiónicos.

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CAPÍTULO

6

reacción de la celulosa con el óxido deetileno. En cada caso, la substituciónocurre con una estructura repetida quedebe ser definida por su S.M.

Muchos tipos de almidón HP estándisponibles. Las propiedades varíansegún el G.P., el G.S. y el grado depolimerización del grupo substituido(S.M.).

FLO-TROL®. Un almidón HP usadoprincipalmente para el control defiltrado en los sistemas de FLO-PRO®.Este producto actúa conjuntamentecon el carbonato de calcio para formarun revoque soluble en ácido, fácil deeliminar. Como el almidón, FLO-TROLes compatible con la mayoría de lassalmueras de preparación, incluyendoel agua salada, NaCl, KCl, CaCl2, NaBr,CaBr2 y las salmueras de formiato. Norequiere ningún bactericida.

Debido a sus característicasviscosificadoras exclusivas, FLO-TROL esadecuado para las aplicaciones defluidos de “perforación de laformación productiva”. A diferenciade los productos de PAC, FLO-TROLcontribuye a la LSRV. Actúasinergéticamente con FLO-VIS paraaumentar la Viscosidad a Muy BajaVelocidad de Corte (LSRV).

Las concentraciones recomendadasde FLO-TROL son de 2 a 4 lb/bbl para lamayoría de las aplicaciones, aunqueconcentraciones más altas pueden serusadas para lograr tasas de filtraciónmás bajas. La estabilidad térmica deFlo-Trol es mejor que la mayoría de losmateriales de almidón. FLO-TROL estérmicamente estable hasta 250ºF(121ºC) en las aplicaciones desalmuera.

MOR-REX™. Un almidón de maízhidrolizado por enzima que ha sidoconvertido químicamente en unamaltodextrina. La hidrólisis del

almidón resulta en un producto quetiene un peso molecular mucho másbajo (menos de 5.000) y le imparte uncarácter ligeramente aniónico alpolímero.

Mor-Rex se usa casi exclusivamenteen los fluidos de perforación a base decal. Esto se debe principalmente a sutendencia a aumentar la solubilidaddel calcio en un ambiente de fluido abase de cal. En dicho ambiente, elpolímero Mor-Rex se hidroliza aúnmás y Ca2+ se agrega a los gruposcarboxilato libres formados durante lahidrólisis. Esto resulta en unaconcentración más alta del calciosoluble. Es decir que un sistema a basede cal tratado con Mor-Rex contienemás calcio soluble que el mismosistema a base de cal sin Mor-Rex. Sepiensa que la cantidad adicional deCa2+ proporciona otros beneficios deinhibición.

Desde el punto de vista funcional,Mor-Rex actúa como un desfloculante,lo cual concuerda con su tamaño y sucarácter aniónico. Las concentracionestípicas de Mor-Rex en un sistema decal/Mor-Rex son de 2 a 4 lb/bbl.Como el almidón tradicional, Mor-Rexes térmicamente estable hasta unatemperatura de circulación deaproximadamente 200ºF (93ºC) yrequiere el uso de bactericida.

POLÍMEROS SINTÉTICOSLos polímeros sintéticos sonsintetizados químicamente,generalmente a partir de productosderivados del petróleo. A diferencia delos polímeros naturales y naturalesmodificados, los polímeros sintéticosson “desarrollados” a partir demoléculas relativamente máspequeñas. Los polímeros sintéticosofrecen una flexibilidad casi ilimitadaen su diseño. Pueden ser adaptados a

CH 2OH

H

OOH

H

H

CH 2OH

H

OH

H

H

H

OH

O

H

OH

H

H

H

OHn

CH2OCH 2 – CH – O – CH 2 – CH – OH CH2OCH 2 – CH – OCH 2 – CH – OH

…O

H

H

OH

α

H

OOH

H

H

H

OH

H H

…

CH 3 CH3 CH 3 CH3

HO O O O

Figura 11: Almidón hidroxipropílico, G.S. = 0,5, S.M. = 2,0..

…FLO-TROL

contribuye ala LSRV..


6


prácticamente cualquier aplicación. Sepuede manipular su tamaño y sucomposición para producir laspropiedades requeridas paraprácticamente cualquier función.

Frecuentemente, los polímerossintéticos son preparados a partir deetileno substituido. El proceso depolimerización ocurre mediante unareacción de adición en la cual los gruposde etileno substituidos son agregadosal extremo de la cadena del polímero.En la figura proporcionada acontinuación, el grupo substituido “A”puede ser cualquier grupo funcional.CH2 = CH

|A

Observar la cadena principal decarbono-carbono y las posibilidadesilimitadas de substitución. La cadenaprincipal de carbono-carbonoconstituye un enlace más estable queel enlace de carbono-oxígenoencontrado anteriormente en lospolímeros a base de almidón ycelulosa. El enlace de carbono-carbonoes resistente a las bacterias y tiene unaestabilidad térmica superior a 700ºF(371ºC). Lo más probable es que losgrupos de substitución se degradenantes del enlace de carbono-carbono.

Poliacrilato. La polimerización delácido acrílico y la neutralizaciónsubsiguiente con el hidróxido de sodioproduce el polímero Poliacrilato deSodio (SPA). El SPA es un polímeroaniónico que puede funcionar comodesfloculante o como aditivo decontrol de filtrado, según el pesomolecular del polímero.

Figura 12: Poliacrilato de sodio.

Durante la perforación de un pozo,la interacción entre los sólidosperforados tiene un efecto marcadosobre las propiedades del lodo. Hayuna tendencia natural a que lafloculación se produzca (ver la Figura13). La floculación resulta en unaumento global de las propiedadesreológicas del fluido de perforación.

Figura 13: Floculación de los sólidos deperforación.

El SPA funciona como undesfloculante a bajos pesosmoleculares (menos de 10.000). Esaltamente aniónico y se adsorbe en lossólidos activos de los fluidos deperforación. El polímero adsorbidoneutraliza las cargas positivas en laspartículas agregadas, lo cual resulta enla repulsión recíproca y ladesfloculación. Esto se produce másfácilmente con un pequeño polímero.Los polímeros de cadena corta crean laadsorción máxima en las superficiesde las partículas y eliminan el efectofloculante que ocurre cuando unpolímero se adsorbe en variaspartículas (ver la Figura 14).

C

H

COO–Na+

CH

H

C

H

COO–Na+

CH

H

Los polímerossintéticosofrecen unaflexibilidadcasiilimitada ensu diseño.



CAPÍTULO

6

Muchas compañías de lodo usanpoliacrilato de sodio de bajo pesomolecular como desfloculanteprincipal para sistemas de bajocontenido de sólidos no dispersos yotros sistemas de polímeros. Puede serpreparado como polvo seco, perogeneralmente está disponible en laforma líquida.

El SPA funciona a concentracionesmucho más bajas que loslignosulfonatos. Típicamente, lasconcentraciones de 0,25 a 1,0 lb/bblson suficientes para controlar laspropiedades reológicas. El SPA nodepende del pH alcalino y puedetolerar temperaturas hasta 500ºF(260ºC). Es más eficaz en los sistemasde polímeros, pero a veces se usacomo producto autónomo en el lodode perforación inicial y en lasaplicaciones geotérmicas.

El SPA es sensible a altasconcentraciones de sólidos. Como setrata de un material tensioactivo, aveces puede anegarse en un ambientede alto contenido de sólidos. El SPA esmás eficaz cuando la CEC (capacidad

de intercambio catiónico) del lodo esmenos de 20 lb/bbl de bentonitaequivalente y cuando el peso del lodoes inferior a 12 lb/gal. TACKLE®‚también es afectado por el calciosoluble, aunque siga siendo eficaz enlas aplicaciones de agua salada.

Copolimerización. Hasta ahora,este capítulo ha tratado solamente delos homopolímeros, es decir lospolímeros preparados a partir deunidades idénticas (o monómeros). Partiendo de más de un tipo demonómero y realizando lapolimerización, se puede obtener uncopolímero. Un copolímero contienedos o más tipos diferentes demonómeros.

La copolimerización permitedesarrollar polímeros que tienendiferentes propiedades que cualquierade los homopolímerosindividualmente. La adición demonómeros crea una dimensióntotalmente nueva para lasposibilidades de diseño. Se puede usarmás de un solo monómero paraimpartirle propiedades específicas alproducto de polímero final. Porejemplo, se puede usar un monómeropara extender la estabilidad térmica yotro para inhibir la lutita.

TACKLE es un ejemplo decopolímero. Es preparado a partir dedos monómeros: acrilato de sodio(como en SPA) y un monómerodesignado por la industria comoAMPS (ácido sulfónico de 2-acrilamido-2-metilpropano). Elmonómero AMPS proporciona ungrupo sulfonato que imparte mayorestabilidad térmica y tolerancia desólidos, salinidad y dureza que elgrupo acrilato de sodio solo.

Uncopolímerocontiene dos omás tiposdiferentes demonómeros.

TACKLE es unejemplo decopolímero..

–+

–

–

+

+

+

+

+–

–

–

+

+

–+ + +

– –

–+

+ –

–+

–+

+–

–+

Figura 14: Diagrama del SPA y arcillas.

SPA

nCH = CH 2 + nCH = CH 2

xMonomer A

yMonomer B

CH

x yn

CH 2 CH CH2

Figura 15: Copolimerización

Monómero A Monómero B


6


AMPS es un monómero bastantecostoso; sin embargo, puedeproporcionar una estabilidad térmicaelevada en la presencia decontaminantes, lo cual no puede serobtenido con la PAC y el almidónmodificado.

Figura 16: Monómero AMPS.

Debido al monómero AMPS, Tackletiene una mayor resistencia a lacontaminación y tolerancia de sólidosque el SPA solo. Como el SPA, siguesiendo más adecuado para los sistemasde polímeros y las aplicaciones ensistemas de bajo contenido de sólidosno dispersos. También le resulta difícilcontrolar la viscosidad en unambiente de alto contenido de sólidos.Sin embargo, es más funcional en elagua salada que el SPA de bajo pesomolecular.

SP-101® es un poliacrilato de pesomolecular medio (±300.000) usadoprincipalmente para el control defiltrado. Es estable hasta temperaturasmuy altas (>400ºF (204,4ºC)) y se usafrecuentemente en las aplicacionesgeotérmicas. Como TACKLE, nodepende del pH ni está sujeto a ladegradación por actividad bacteriana,pero es sensible a la contaminacióndel calcio soluble. Se recomiendamantener la concentración del calciosoluble a 300 mg/l o menos paraobtener un rendimiento óptimo. Esteproducto es más eficaz en los sistemasde agua dulce.

El SP-101 se usa generalmente enlos sistemas de bajo contenido de

sólidos no dispersos, y en otrossistemas de polímeros tales comoPHPA. Además de proporcionar elcontrol de filtrado, SP-101 tiene unefecto estabilizador en los recortes. Aveces se observa un pico de viscosidadcuando se agrega inicialmente el SP-101 a un sistema. Una vez que elpolímero se incorpora al sistema a unaconcentración suficiente paraencapsular los sólidos, la viscosidaddel sistema disminuye y éste seestabiliza. Típicamente, estaconcentración es de aproximadamente1 lb/bbl, pero puede ser ligeramentemás alta o más baja, según la carga desólidos. SP-101 es un desfloculanteeficaz, especialmente en aplicacionesde alta temperatura y aplicaciones depolímeros.

Aunque SP-101 no produzca elefecto inmediato de reducción de laviscosidad que se puede observar conTACKLE, proporciona la estabilizaciónde las propiedades reológicas cuandola concentración excede 1 lb/bbl. SP-101 es muy eficaz para estabilizar laspropiedades reológicas de muchossistemas de agua dulce, incluyendo lossistemas PHPA; geotérmicos; y lossistemas de bajo contenido de sólidosno dispersos.

Copolímero poliacrilamida/poliacrilato. La PoliacrilamidaParcialmente Hidrolizada (PHPA) seusa frecuentemente para identificar elcopolímero poliacrilamida/poliacrilato. El producto final de unaPHPA es el mismo polímero que esformado por una copolimerización depoliacrilamida/poliacrilato. Aunque elproducto sea frecuentemente llamadoPHPA, en realidad es el producto de lacopolimerización de los monómerosacrilamida y acrilato de sodio. Aefectos de simplicidad, el material serállamado PHPA.

Las propiedades de la PHPA sonafectadas por el peso molecular y porla relación de grupos carboxilo agrupos amida. La poliacrilamida solaes insoluble, por lo tanto debe sercopolimerizada con acrilato de sodiopara obtener la solubilidad en agua. Lacopolimerización con el acrilato desodio produce un polímero aniónicoque es hidrosoluble. La relación depoliacrilato de sodio a acrilamida al

CH 2 CH

C = O

NH

C

CH 2

SO 3–

CH 3 CH 3

2-Acrylamido-2-methyl propane sulfonic acid

TACKLE…esmásfuncional enel aguasalada que elSPA de bajopesomolecular.

...SP-101tiene unefectoestabilizadoren losrecortes.

Ácido sulfónico de 2-acrilamido-2-metilpropano



CAPÍTULO

6

principio del proceso determina larelación de los dos grupos funcionalesen el copolímero final. Los dosmonómeros que constituyen elcopolímero están ilustrados acontinuación.

Figura 17: Acrilato/acrilamida de sodio.Durante la copolimerización, los

dos monómeros se enlazan de maneraaleatoria para formar una cadenaprincipal lineal de carbono-carbono.El copolímero resultante tiene gruposcarboxilo y grupos amida distribuidosde manera aleatoria a lo largo de sucadena principal. El copolímeroresultante está ilustrado en la Figura18.

Cabe notar que, debido al enlacecarbono-carbono, el polímero tieneuna estabilidad térmica excepcional yes resistente a las bacterias. Tambiéncabe notar que el polímero esaniónico, es decir que es afectado porla dureza y las superficies catiónicascomo las que se encuentran en lasarcillas.

POLY-PLUS®. La PHPA más usada enlos fluidos de perforación es la versiónde alto peso molecular, la cual espreparada con 65 a 70% de acrilamiday el porcentaje restante de acrilato.Los pesos moleculares varían hasta 20millones. POLY-PLUS se usa comoinhibidor de lutita y como polímeroencapsulador de sólidos en lossistemas de agua dulce, agua salada,NaCl y KCl. Además de suspropiedades inhibidoras de lutita,también proporciona la encapsulaciónde los recortes y la viscosidad en los

sistemas de agua dulce.La característica inhibidora de lutita

de la PHPA ocurre cuando el polímerose agrega a las arcillas en el pozo ybloquea la hidratación y la dispersiónque suelen producirse normalmente.Los grupos carboxilo aniónico seagregan a las cargas positivas en losbordes de las partículas de arcilla.Como el polímero tiene un alto pesomolecular y es relativamente largo,este polímero se combina con variossitios a lo largo del pozo. Esto tienecomo resultado el revestimiento delpozo y la limitación del agua queentra en la arcilla.

El mismo efecto puede serobservado en los recortes. El polímeroayuda a conservar la integridad de losrecortes, lo cual facilitaconsiderablemente la remoción de losrecortes en la superficie.

La PHPA también contribuye a laestabilización de las lutitasaumentando la viscosidad de la faseacuosa. La PHPA aumenta laviscosidad del filtrado de fluido deperforación, lo cual limita laprofundidad de invasión del filtrado.Aunque el agua pueda penetrar biendentro de una lutita, un filtrado depolímero grueso se enfrenta a unaresistencia mucho más grande, debidoa la acumulación rápida de presionescapilares. Esto reduce la cantidad deagua de filtrado disponible para lahidratación. También limita lacapacidad de un filtrado para entraren un pequeño plano de fisura o defractura dentro de una lutita.

Los estudios de lutitas hanestablecido que una relación deunidades de acrilamida a unidades deacrilato de 70:30 es óptima para losfluidos de perforación. Esto suele serllamado hidrólisis de 30%. También seha determinado que los polímeros depeso molecular más alto, encapsulanla lutita mejor que los polímeros depeso molecular bajo.

CH = CH 2

COO –Na +

Sodium acrylate

CH = CH 2

C

Sodium acrylamideO NH2

CH2

C

nO NH 2

C

O O–

C

O NH 2

CH CH 2 CH CH2 CH

Figura 18: PHPA.

La PHPAtambiéncontribuye alaestabilizaciónde las lutitasaumentandola viscosidadde la faseacuosa.

Acrilato de sodio Acrilamida de sodio


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Como se mencionó anteriormente,es necesario copolimerizar con acrilatode sodio para obtener la solubilidad enagua; sin embargo, un poliacrilato de100% no proporciona tanta inhibicióncomo la relación de 70:30. Inclusocuando los pesos moleculares sonigualmente altos, la relación de 70:30proporciona una mejor inhibición delutita.

Se cree que un poliacrilato de pesomolecular alto tiene demasiadaafinidad con las cargas positivas de lasarcillas. De modo parecido a loslignosulfonatos, cuando el polímeropermanece en el sistema y se agrega alos bordes de la arcilla activa, tanto enel sistema de fluido como en el pozo,las grandes fuerzas de atracciónpueden separar las arcillas y causar sudispersión en el sistema. El grupoamida ayuda, proporcionando ciertadistancia entre los grupos carboxilofuertemente aniónicos y los sitioscatiónicos en las partículas de arcilla.Cuando los grupos amida y los gruposcarboxilo están distribuidos de manerauniforme a lo largo de la cadena delpolímero, el volumen del grupo amidaimpide que el grupo carboxilo seaproxime demasiado a las cargas dearcilla y separe las arcillas.

El grupo acrilamida también tieneuna afinidad con la superficie de laarcilla, pero se trata de un enlace dehidrógeno relativamente débil encomparación con la fuerte interaccióniónica entre el grupo carboxilo y losbordes cargados positivamente en laspartículas de arcilla. El grupoacrilamida es capaz de formar enlacesde hidrógeno a lo largo de lasuperficie de la arcilla. Aunque nosean tan fuertes como la interaccióniónica que ocurre al lado, estos enlacesde hidrógeno sirven para mantener lainteracción entre el polímero y laarcilla, así como para establecer ciertadistancia entre las cargas libres.

En un ambiente salino, la PHPAsigue siendo eficaz como estabilizadorde lutita, aunque su concentracióndebe ser aumentada para producir unefecto importante sobre la viscosidaddel filtrado. Cuando la salinidad delagua aumenta, la PHPA no se hidratalibre con la misma facilidad, y el

polímero permanece un tantoenrollado. Esto produce una reducciónde la característica viscosificadora delpolímero. Sin embargo, el polímerosigue siendo aniónico y se adsorbe enlos sitios activos del pozo.

La aplicación de PHPA a los fluidosde perforación a base de sal significasimplemente que más polímero PHPAdebe ser agregado para obtener losmismos efectos de encapsulación yaumento de la viscosidad del filtrado.Como los lodos salados, especialmentelos lodos de KCl, imparten una granestabilización de lutita por sí mismos,un lodo salado de PHPA ofreceexcepcionales características deestabilización de lutita. La sal o KClproporciona una excelenteestabilización de lutita y la PHPAproporciona un filtrado viscosificadoque limita la profundidad de invasión.

Uno de los inconvenientes de laPHPA es su sensibilidad al calciosoluble. Como el poliacrilato, el sitiode carboxilo aniónico reacciona con elcalcio. Este problema se planteaespecialmente en los sistemas de aguadulce, donde el calcio puede precipitarel polímero PHPA y cualesquier sólidosen los cuales el polímero puedaadsorberse. En algunos casos, la PHPAfunciona como un floculante en lapresencia de calcio, especialmentecuando el contenido de sólidos delfluido de perforación es bajo. Cuandoel contenido de sólidos es bajo y seintroduce calcio, la floculación ocurrey los sólidos se precipitan y sesedimentan fuera del lodo. En lossistemas de alto contenido de sólidos,la introducción de calcio flocula elsistema, produciendo viscosidadesmuy altas.

En un lodo salado, el polímeroPHPA permanece relativamenteenrollado y no es tan sensible a losefectos floculantes del calcio soluble.Sigue siendo afectado por Ca2+, por lomenos hasta cierto punto. Como Ca2+

reacciona directamente en el polímerocon un sitio aniónico, ese sitioaniónico no está disponible para unsitio activo del pozo. Resumiendo, sedebe usar más polímero paracontrarrestar el efecto del calcio.

Uno de losinconvenientesde la PHPA essu sensibilidadal calciosoluble.



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Se recomienda tratar el calcio solublehasta obtener una concentracióninferior a 300 mg/l en los sistemas dePHPA. Esto se realiza más fácilmente enlas aplicaciones de bajo contenido desólidos y baja densidad, especialmentecuando los sólidos no son muyhidratables. Cuando la concentraciónde sólidos es relativamente alta, talcomo un peso de lodo superior a 10lb/gal y un valor de MBT superior a 20lb/bbl bentonita equivalente, entoncestratar el calcio es más difícil de tratar.Para eliminar el calcio del sistema, serequiere añadir una fuente decarbonato, tal como el carbonato desodio o el bicarbonato de soda, quepueda flocular el sistema.

Se establece una analogía similar conla contaminación de magnesio. Elmagnesio también es atraído por el sitiode carboxilo aniónico. Para tratar elmagnesio, es necesario aumentar el pHhasta el nivel de 10,0 a 10,5. Como lareacción que ocurre a ese pH esreversible, el pH debe ser mantenido adicho nivel para impedir que elmagnesio que ahora es insoluble vuelvaa ser soluble. Los sistemas de PHPA sonsistemas no dispersos y tolerandifícilmente los pH alcalinos. Comocualquier sistema no disperso, laadición de soda cáustica tiene un efectofloculante sobre los sistemas de PHPA.El ion hidróxido (OH-) es muy reactivoy se dirige directamente hacia lasarcillas no protegidas en el sistema. Elresultado es el mismo que se puedeobservar cuando se agrega soda cáusticaal lodo de perforación inicial, es decir lafloculación.

La hidrólisis del polímero PHPAocurre a cualquier pH, pero esinsignificante hasta que se alcance elpH 10, cuando comienza una hidrólisismás rápida. La hidrólisis no es total aun pH 10, pero como la hidrólisis causala liberación de gas amoníaco (NH3), elcual es muy evidente a bajasconcentraciones en el sitio del equipode perforación, esta condición debeevitarse. En realidad la hidrólisis es unproceso bastante lento a un pH 10,tomando mucho tiempo para que lareacción se desarrolle a través delpolímero enrollado. El proceso puedeser acelerado por altas temperaturas. Atemperaturas mayores que 300ºF

(149ºC), la hidrólisis es mucho másrápida.

PHPA COMO EXTENDEDOR DEBENTONITA, FLOCULANTE SELECTIVO YFLOCULANTE TOTALSegún su peso molecular y la relaciónde monómeros acrilamida amonómeros acrilato, la PHPA puededesempeñar varias funciones en unfluido de perforación base agua.

Gelex®. Un ejemplo de PHPA usadacomo extendedor de bentonita.Cuando las condiciones son apropiadas,concentraciones muy bajas de PHPApueden extender la viscosidad de labentonita. Cuando el contenido totalde sólidos del sistema es inferior a 4%en volumen, y la concentración total debentonita es inferior a 20 lb/bbl, laPHPA puede agregarse a los sitiospositivos de una partícula de arcilla debentonita. Como la partícula debentonita está unida a parte delpolímero y el resto del polímero estálibre para hidratarse y/o agregarse aotras partículas de arcilla, esto resulta enun aumento de la viscosidad. En efecto,el polímero PHPA se hidrata y sedesenrolla, y está en suspensión con laspartículas coloidales de bentonita.

Para que la PHPA extiendaeficazmente el rendimiento de labentonita, será necesario reunir variascondiciones además de lasconcentraciones de bentonita y delcontenido total de sólidos. Primero, elsistema debe ser un sistema de aguadulce y relativamente libre de calcio(<200 mg/l) para que la bentonita sehidrate apropiadamente. Segundo, lacantidad de polímero debe estarcomprendida en el rango deconcentración de 0,05 a 0,1 lb/bbl.Tercero, el sistema no debe contenerningún dispersante – o cualquier otroaditivo que se adsorba en la bentonita.

El proceso de extensión de labentonita es frágil y se limita aaplicaciones en sistemas no dispersoscon un bajo contenido de sólidos. Laadición de apenas una pequeñacantidad de PHPA causa un aumentoinmediato de la viscosidad. Cuando seaumenta la concentración de PHPA, laviscosidad alcanza un valor máximo,después de lo cual, cuando se agregamás polímero, la viscosidad empieza a

Paraeliminar elcalcio delsistema, serequiereañadir unafuente decarbonato...

La hidrólisisdel polímeroPHPA...esinsignificantehasta que se alcance elpH 10...


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disminuir. El rango efectivo de lasconcentraciones de polímero es muylimitado. Si la concentración depolímero es demasiado baja, el sistemaes poco menos que una lechada de gelcon una baja concentración debentonita. Si se trata con una cantidadexcesiva de polímero, la viscosidad delsistema disminuye demasiado.

El grado de extensión de bentonitadepende de los siguientes factores:• El peso del lodo y la relación de

acrilamida a acrilato.• El tamaño y la hidratación de la

partícula.• La salinidad y dureza del agua de

preparación.• La concentración del polímero PHPA.

FLOXIT™. La PHPA también se puedeutilizar como floculante. La floculaciónes el proceso mediante el cual laspartículas individuales son conectadasen grandes agregados débilmenteenlazados por un polímero floculante.La masa resultante de partículasenlazadas aumenta hasta el punto enque la aglomeración de sólidos deja deestar suspendida. La sedimentación esmás eficaz cuando el sistema está enreposo.

El mecanismo de la floculación esmuy parecido al mecanismo utilizadopara la extensión de bentonita. La PHPAtambién es eficaz en ambasaplicaciones. Cabe notar que la PHPAno es tan eficaz para flocular lossistemas que contienen bentonita.Como la bentonita se descompone ensólidos hidratados de tamaño coloidal,la bentonita no se sedimenta. Laspequeñas partículas hidratadas notienen suficiente densidad parasedimentarse.

El uso de FLOXIT se limita a lasaplicaciones de perforación con aguaclara. Una vez que los sólidos seacumulan en el agua o que el sistema sedensifica, el producto deja de ser útil. Ladeterminación de la concentraciónóptima de FLOXIT debe ser realizadamediante pruebas piloto. La eficacia dela floculación depende de la interacciónentre el polímero y los sólidos, lo cual, asu vez, depende de los siguientesfactores:• Hidratabilidad de los sólidos.• Concentración de los sólidos.

• Salinidad del agua.• Dureza del agua.• Características químicas del polímero.• Concentración de polímero.• Propiedades reológicas del sistema.• Geometría y tamaño del tanque de

asentamiento.• Tiempo de retención.• Temperatura.

Se recomienda mezclar el FLOXIT enagua de dilución a una concentraciónde 1 a 2 lb/bbl, antes de agregarlo alsistema. De nuevo, será necesariorealizar pruebas piloto para determinarla concentración óptima.

POLÍMEROS SINTÉTICOS DE ALTATEMPERATURADebido al enlace carbono-carbonotérmicamente estable que constituye lacadena principal de los polímerossintéticos, los polímeros de altatemperatura son derivadossintéticamente. Varios polímeros de altatemperatura están disponibles para losfluidos de perforación. Algunos de éstosson preparados a partir del monómeroAMPS (ácido sulfónico de 2-acrilamido-2-metilpropano). El monómero AMPSfue descrito anteriormente en estecapítulo en relación con TACKLE. AMPSse usa en la preparación de TACKLE paramejorar la tolerancia de sólidos, lasalinidad y la dureza a altastemperaturas.

AMPS también se usa para mejorar latolerancia de contaminantes a altastemperaturas en los aditivos de controlde filtrado. Los ejemplos decopolímeros y terpolímeros queincorporan al monómero AMPS u otrosmonómeros sulfonados incluyen elHostadrill 2825 de Hoeschst, el Driscal-D de Drilling Specialties y el Polydrill deSKW. Los fabricantes de estos materialesafirman que sus polímeros respectivosson resistentes a la sal y a la durezahasta temperaturas de 400ºF (204ºC).Las estructuras químicas de Hostadrill yPolydrill están ilustradas en las Figuras19 y 20.

El copolímero Anhídrido Maleico deEstireno Sulfonado (SSMA) es unejemplo de polímero de altatemperatura cuya función es impedir lagelificación a altas temperaturas. Estecopolímero se aplica generalmente a los

La PHPAtambién sepuedeutilizar comofloculante.



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pozos a temperaturas elevadas, antes derealizar los registros y en otrasoportunidades cuando no se hacecircular el fluido de perforación pormucho tiempo. Tiene como efecto elmantenimiento de esfuerzos de gelestables a altas temperaturas. No se tratade un aditivo de control de filtrado nide un desfloculante (ver la Figura 21).

Figura 21: SSMA.

El sistema POLYSTAR™ 450 de M-I estábasado en polímeros sintéticos. ElRHEOSTAR™ es un producto que se usapara controlar la gelificación y lafloculación de bentonita a altastemperaturas, y para disminuir laviscosidad y causar la floculación.Debido a la naturaleza compleja de losambientes a base de agua de altastemperaturas, RHEOSTAR se compone deuna mezcla de tres polímeros sintéticosde bajo peso molecular. Estos polímerosson diferentes de los polímeros AMPS

tradicionales a base de acrilato. Rheostares un polvo seco que desempeñafácilmente su función en agua salada yagua dulce. Es estable hasta 450ºF(232ºC). Las concentraciones típicasvarían de 6 a 12 lb/bbl.

DURASTAR™. DURASTAR proporciona elcontrol de la filtración a altastemperaturas en el sistema POLYSTAR450. Se trata de un copolímeroentrecruzado, preparado a partir delmonómero acrilamida, un monómerosulfonado y un monómero deentrecruzamiento. El grado deentrecruzamiento en la estructura delpolímero desempeña un papelimportante en las características desolubilidad y control de filtrado delpolímero. Un entrecruzamientoexcesivo produce un polímero rígido ymal hidratado, mientras que unentrecruzamiento insuficiente resulta enun polímero que tiene propiedadessimilares a la PHPA, la cual es larga ylineal y tolera muy poco lacontaminación.

Debido a su estructura entrecruzada,DURASTAR es compacto y globular.Guarda una forma esférica y compacta,en comparación con las formasdesenrolladas y alargadas de lospolímeros lineales (ver la Figura 22), loscuales se desenrollan para formarpartículas de forma lineal.

Figura 22: Durastar.

Una de las ventajas de su formacompacta es que DURASTAR está másprotegido, y por lo tanto, es más establetérmicamente y más resistente a lossólidos y a la dureza. DURASTAR es establehasta 450ºF (232ºC) en aplicaciones deagua dulce y agua salada. Lasconcentraciones típicas varían de 5 a10 lb/bbl. Está disponible comoemulsión inversa activa al 30%.

CH2 CH

C =

NH

C

CH2

SO3Na

H3C CH

CH2 CH

N

C = O

CH3

CH3

CH2 CH

NH2

C = O

n

Figura 19: Hostadrill 2825.

CH2

SO 3–Na +

n

C CH 2 C

SO 3–Na +

R’OH

OH

Figura 20: Polydrill.

CH

O = C

CH

O

CH2 CH

SO3Na

C = O

n

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El sistemaPOLYSTAR™ 450de M-I estábasado enpolímerossintéticos.

Control de Filtración

Control de Filtración 7.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

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Una de las funciones básicas del fluidode perforación es sellar las formacionespermeables y controlar la filtración(pérdida de filtrado). Los problemaspotenciales relacionados con losrevoques gruesos y la filtraciónexcesiva incluyen las condiciones depozo reducido, el aumento del torquey arrastre, tuberías pegadas, la pérdidade circulación, la calidad inferior de losregistros y daños a la formación. Confrecuencia se requiere un controladecuado de la filtración y ladeposición de un revoque delgado debaja permeabilidad para evitar losproblemas de perforación yproducción.Problemas potenciales relacionadoscon el espesor excesivo del revoque:1. Puntos apretados en el pozo que

causan un arrastre excesivo.2. Mayor suabeo y pistoneo debido a la

reducción del espacio anular libre.3. Pegadura por presión diferencial de

la columna de perforación debido ala mayor superficie de contacto y aldesarrollo rápido de las fuerzas deadhesión causado por la tasa defiltración más alta.

4. Dificultades con la cementaciónprimaria debido al desplazamientoinadecuado del revoque.

5. Mayor dificultad para bajar elrevestidor.

Problemas potenciales relacionadoscon la invasión excesiva de filtrado:1. Daños a la formación causados por

la invasión de filtrado y sólidos. Lazona dañada está ubicada a unaprofundidad demasiado grande paraque pueda ser reparada medianteperforación o acidificación. Losdaños pueden consistir enprecipitación de compuestosinsolubles, cambios dehumectabilidad, cambios depermeabilidad relativa respecto alaceite o al gas, taponamiento de laformación por finos o sólidos, y elhinchamiento de las arcillas in-situ.

2. Prueba inválida de muestreo delfluido de la formación. Las pruebasde flujo del fluido de la formaciónpueden dar resultados que serefieren al filtrado y no a los fluidosdel yacimiento.

3. Dificultades en la evaluación de laformación causadas por la invasiónexcesiva de filtrado, la malatransmisión de las propiedadeseléctricas a través de revoquesgruesos, y posibles problemasmecánicos al bajar y recuperar lasherramientas de registro.Propiedades erróneas medidas porlas herramientas de registro(midiendo propiedades alteradas porel filtrado en vez de las propiedadesde los fluidos del yacimiento).

4. Las zonas de aceite y gas puedenpasar desapercibidas porque elfiltrado está desplazando a loshidrocarburos, alejándolos del pozo,lo cual dificulta su detección.

Introducción

Figura 1: Características de la filtración.

Sólidos obturantes

Matriz de arena

Fluidos de la formación

Sólidos finos

Flujo de lodo

Invasión del filtrado

Revoque

Control de Filtración CAPÍTULO

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Los fluidos de perforación son lechadasque se componen de una fase líquida ypartículas sólidas. La filtración se refiere ala acción mediante la cual la presióndiferencial hace entrar a la fase líquida dellodo de perforación dentro de unaformación permeable. Durante esteproceso, las partículas sólidas son filtradas,formando un revoque (ver la Figura 1). Sila fase líquida también contiene unlíquido inmiscible – tal como unasalmuera en un lodo base aceite –entonces las gotas del líquido inmiscibletambién se depositarán en el revoque ycontribuirán al control de filtración. Lapermeabilidad se refiere a la capacidad delfluido para fluir a través de formacionesporosas.

Los sistemas de lodo deberían estardiseñados para sellar las zonas permeableslo más rápido posible con revoques lisos ydelgados. En las formaciones muypermeables con grandes gargantas deporos, el lodo entero puede invadir laformación (según el tamaño de lossólidos del lodo). Para estas situaciones,será necesario usar agentes puenteantespara bloquear las aberturas, de maneraque los sólidos del lodo puedan formarun sello. Los agentes puenteantes debentener un tamaño aproximadamente iguala la mitad del tamaño de la abertura másgrande. Dichos agentes puenteantesincluyen el carbonato de calcio, lacelulosa molida y una gran variedad demateriales de pérdida de circulación.

La filtración ocurre bajo condicionestanto dinámicas como estáticas, durantelas operaciones de perforación. Lafiltración bajo condiciones dinámicasocurre mientras el fluido de perforaciónestá circulando. La filtración estáticaocurre en otros momentos – durante lasconexiones, los viajes o cuando el fluidono está circulando. Las mediciones defiltración y revoque de baja presión, bajatemperatura y Alta Temperatura, AltaPresión (ATAP) del Instituto Americanodel Petróleo (API) realizadas por elingeniero del lodo son pruebas estáticas.Estas pruebas son muy eficaces paraevaluar las tendencias globales defiltración del lodo, y en cierto modoproporcionan una indicación de lascaracterísticas de la filtración dinámica deflujo laminar. Pruebas más complejas y

laboriosas, realizadas con instrumentos delaboratorio, están disponibles para medirla filtración dinámica, pero no sonprácticas para realizar pruebas de rutina.

PRUEBAS DE FILTRACIÓN ESTÁTICAEl API ha normalizado dosprocedimientos para la prueba defiltración estática. La primera es la pruebade baja presión, baja temperatura y la otraes la prueba de filtrado ATAP (AltaTemperatura, Alta Presión).Normalmente, la prueba de bajatemperatura, baja presión se llama“prueba de filtración de API”.

El procedimiento de filtración de API esrealizada durante 30 minutos atemperatura ambiente con una presióndiferencial de 100 psi a través del papelfiltro. Las variaciones de temperaturaafectan esta prueba; por lo tanto serecomienda realizar esta prueba cada veza más o menos la misma temperatura. Enla gama de temperaturas de 70 a 140ºF, elvolumen de filtrado aumentará en un50% o aproximadamente 10% por cadaaumento de temperatura de 15º. Elvolumen de filtrado de API es indicadopor los centímetros cúbicos (cm3) defiltrado captado después de 30 minutos.El espesor del revoque de API que se hadepositado durante la prueba de filtraciónde API está indicado en 1/32 de pulgada.En algunas regiones, los operadoresrequieren medidas métricas, y el espesordel revoque está indicado en milímetros(mm).

La prueba ATAP es realizada durante 30minutos a 300ºF o a una temperaturaequivalente a la temperatura de laformación, con una presión diferencial de500 psi a través del papel filtro. Estaprueba puede ser realizada a temperaturastan bajas como 200ºF y tan altas como450ºF. El valor indicado del filtrado ATAPes igual a dos veces (2x) los centímetroscúbicos (cm3) del filtrado captado despuésde 30 minutos. Se debe doblar elvolumen de filtrado porque la superficiede filtración de la celda de filtración ATAPes igual a la mitad de la superficie defiltración de la celda de filtrado API. Elespesor del revoque ATAP depositadodurante la prueba de filtración ATAP estáindicado en 1/32 pulgada o en milímetros(mm).

API hanormalizadodosprocedimientospara la pruebade filtraciónestática.

Los sistemas de lododeberían...sellar las zonaspermeables lomás rápidoposible...

Fundamentos de la Filtración



CAPÍTULO

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El receptor de filtrado para la pruebaATAP está presurizado para evitar lavaporización del filtrado calentado. Estapresión debe ser más alta que la presiónde vapor de agua a la temperatura deprueba. A temperaturas de prueba de300ºF o menos, la presión del receptoralcanza 100 psi con la presión de la celdaa 600 psi. Para temperaturas de pruebasuperiores a 300ºF, la presión del receptoren la prueba ATAP debería serdeterminada a partir de la presión devapor de agua a la temperatura de prueba.Se establece la presión de la celda ounidad superior a la presión del receptormás 500 psi para crear la presióndiferencial estándar de 500 psi. Se usa unpapel filtro Whatman Nº 50 oequivalente a las temperaturas de pruebainferiores a 350ºF. El papel filtro secarboniza (se consume) cuando lastemperaturas se acercan a 400ºF. Discos deacero inoxidable Dynalloy X-5 oequivalentes deberían ser usados en lugardel papel filtro a temperaturas mayores de350ºF. Los discos Dynalloy X-5 NO sonreutilizables.

Otro tipo de prueba de filtraciónestática ATAP, el Aparato deTaponamiento de Permeabilidad (PPA), esusado ocasionalmente para evaluar la tasade filtración a través de núcleossimulados (discos de aloxita o cerámica).Esta prueba se llama Prueba deTaponamiento de Permeabilidad (PPT) ymide una “pérdida instantánea” y unapérdida de filtrado de 30 minutos apresiones muy altas (500 a 2.500 psi) ytemperaturas elevadas. El PPA es unacelda ATAP modificada con un pistónflotante y una cámara de lodo presurizadahidráulicamente. La unidad tiene elnúcleo simulado en la parte superior de lacelda y el filtrado es captado en la partesuperior.

TEORÍA DE FILTRACIÓNPara que la filtración pueda ocurrir, trescondiciones son necesarias:1. Debe haber un líquido o un fluido

líquido/lechada de sólidos.2. Debe haber un medio permeable.3. La presión del fluido debe ser más alta

que la presión del medio permeable. Durante la perforación, se hace circular

un fluido a través del pozo. Se perforanzonas permeables como las areniscas y semantiene generalmente la presiónhidrostática de la columna de lodo a una

presión superior a la presión poral. Unavez que estas condiciones se hansatisfecho, un revoque de sólidos de lodose acumula sobre las formacionespermeables. Mientras tanto, la fase líquidadel lodo, es decir el filtrado, fluirá a travésdel revoque y dentro de la formación. Elespesor del revoque y la profundidad deinvasión de filtrado son controlados porla concentración de sólidos, la presióndiferencial, la permeabilidad del revoquey el tiempo de exposición.

Durante la exposición inicial de unaformación permeable a un fluido deperforación, cuando los sólidos del lodoestán formando un revoque de bajapermeabilidad en el pozo, se produce unaalta tasa de filtración y los sólidos finosdel lodo invaden la formación. Esta altatasa de filtración inicial se llama pérdidainstantánea.

FILTRACIÓN ESTÁTICALa filtración estática ocurre bajo

condiciones estáticas, es decir encualquier momento en que el lodo noestá circulando. Varios factores controlanla tasa de filtración bajo estascondiciones. La ley de Darcy, un modeloclásico de flujo de fluido, ayuda aidentificar los factores que afectan lafiltración. También se puede usar parilustrar el volumen de filtrado y el espesordel revoque.

La ley de Darcy se aplica al flujo defluidos a través de materiales permeables(arena, arenisca o revoque). Puede serusada para establecer la relación entre latasa de filtración y la permeabilidad,superficie de la sección transversal,presión diferencial, viscosidad del filtradoy espesor del revoque (ver la Figura 2).Para el flujo de filtrado a través de unrevoque, la permeabilidad del revoque es lapermeabilidad determinante, visto que esmucho más baja que la permeabilidad dela formación. La ley de Darcy se puedeescribir de la siguiente manera:

k A ∆Pq = µh

Donde:q = Caudal de filtrado (cm3/seg)k = Permeabilidad (darcys)A = Superficie de la sección transversal

(cm2)∆P = Presión diferencial (atmósferas)µ = Viscosidad (cP)h = Espesor del revoque (cm)

La ley deDarcy, unmodeloclásico deflujo defluido, ayudaa identificarlos factoresque afectanla filtración.

Esta altatasa defiltracióninicial sellamapérdidainstantánea.


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Como lo ilustra esta ecuación, lapérdida de filtrado es inferior cuando lapermeabilidad del revoque es más baja, lasuperficie es más pequeña y la presióndiferencial es más baja. La filtracióntambién disminuye cuando la viscosidaddel filtrado y el espesor del revoqueaumentan, siempre que el revoque másgrueso tenga la misma permeabilidad.

Durante los periodos estáticos, elespesor del revoque aumenta con eltiempo, pero la velocidad de deposicióndisminuye. Un revoque grueso puedecausar numerosos problemas y deberíaevitarse. Por lo tanto, la filtración estáticaes la principal preocupación y seríaconveniente que cualquier situación deperforación sufriera la menor pérdidaposible de filtrado.

Se evalúa la tasa de filtración de unfluido de perforación midiendo elvolumen de filtrado captado durante unperiodo estándar. Por este motivo, la leyde Darcy debería ser modificada paradeterminar el volumen de filtrado VF. Latasa de filtración, q, es igual al cambio delvolumen de filtrado dividido por lavariación de tiempo, dVF/dt. El espesor delrevoque, h, puede ser definidomatemáticamente de la siguiente manera:

(VF) FSLDS-LODOh =A [FSLDS-REVOQUE – FSLDS-LODO ]

Donde:VF = Volumen de filtradoFSLDS-LODO = Volumen de la fracción

de sólidos en el lodoFSLDS-REVOQUE = Volumen de la fracción

de sólidos en el revoqueSustituyendo esto en la ley de Darcy y

resolviendo (integrando) para el volumende filtrado:

2kt[FSLDS-REVOQUE – FSLDS-LODO]∆PVF = A √ µ (FSLDS-VLODO)

Donde:t = Tiempo

Esta ecuación demuestra que elvolumen de filtrado está relacionado conla superficie y las raíces cuadradas deltiempo, la permeabilidad y la presióndiferencial. Por lo tanto, el volumen defiltrado será menor cuando los tiemposson más cortos y la permeabilidad delrevoque y la presión diferencial son másbajas. El volumen de filtrado tambiénvaría inversamente a las raíces cuadradasde la viscosidad y fracción de sólidos dellodo. Por lo tanto, el volumen de filtradoserá menor cuando la viscosidad delfiltrado aumenta. El efecto de lasconcentraciones de sólidos es complejo yno afecta el volumen de filtrado de lamisma manera que las otras variables. Enbase a esta relación, puede sergeneralmente útil usar medidas defiltración, VF1, tomadas bajo un conjuntode condiciones para pronosticar lafiltración, VF2, bajo otro conjunto decondiciones.

FACTORES QUE AFECTAN LA FILTRACIÓNTiempo. Cuando todas las otrascondiciones son constantes (presión,superficie, viscosidad, permeabilidad), latasa de filtración y la velocidad decrecimiento del revoque disminuyenprogresivamente con el tiempo, de lamanera pronosticada por la ley de Darcy.Para pronosticar el volumen de filtrado,VF2, sobre un periodo de tiempoconsiderado, t2, a partir de una medida defiltración, VF1, tomada a un periodo detiempo, t1, el volumen de filtrado captadoestará en función de la raíz cuadrada de larelación entre los dos intervalos detiempo:

t2VF2 = VF1 √ t1

Donde:VF2 = Volumen de filtrado desconocido a

un tiempo t2VF1 = Volumen de filtrado al tiempo t2t2 = Periodo de tiempo consideradot1 = Periodo de tiempo para VF1

Si el volumen de filtrado, VF1, se midedespués de 1 hora y de nuevo después de4 horas, el segundo volumen de filtrado,VF2, será 2 veces el volumen del primerfiltrado, y no 4 veces el volumen.

…seríaconvenienteque cualquiersituación deperforaciónsufriera lamenorpérdidaposible defiltrado.…

P1 P2∆P

q

µ A k

h

Figura 2: Ilustración del flujo de la ley de Darcy.



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4 VF2 = VF1 = VF1 x 2√ 1

Si se conoce el volumen de filtrado paraun tiempo de prueba, se puedepronosticar el volumen para otro tiempode prueba. El tiempo de la prueba defiltración de API es 30 minutos. En elcampo, se suele usar un tiempo de pruebade 7 1/2 minutos y doblar el volumen defiltrado para estimar el valor API a 30minutos.

30 VF2 = VF1 = VF1 x 2√7.5

Advertencia: Esta práctica puede causarerrores graves en el volumen defiltrado API registrado. Si ellodo tiene una pérdidainstantánea alta, el doble delvolumen de filtrado a 7 1/2minutos será mayor que elvolumen verdadero de filtradoAPI a 30 minutos. Si el lodotiene una baja tasa defiltración, el volumen defiltrado que llena la trayectoriade flujo vacía en la celda delfiltro antes de que se recoja elfluido (volumen retenido) haráque el doble del volumen defiltrado a 7 1/2 minutos seainferior al volumen verdaderode filtrado API a 30 minutos.

La prueba de filtración ATAP de APIsiempre debe ser realizada durante 30minutos. Los efectos térmicos y elvolumen retenido por la celda hacen quela prueba ATAP de 7 1/2 minutos seainsignificante.

Como se ilustra en la Figura 3, la tasa defiltración es lineal cuando se traza elvolumen de filtración en relación con laraíz cuadrada del tiempo o en una escalasemilogarítmica. El volumen de filtradoaumenta en proporción directa a la raízcuadrada del tiempo. En general, unalínea recta trazada a varios tiempos nopasa por el punto de origen; por lo tanto,por lo menos dos puntos de la líneadeben ser usados para extrapolar aperiodos de tiempo más largos.

Una pérdida instantánea alta hará quela línea tenga una intercepción positivaen el eje vertical (y), como en la Figura 3.La intercepción positiva indicasimplemente que un chorro de filtradopasó a través del papel filtro antes que seformara el revoque, limitando el flujo defiltrado. Una pérdida de filtrado baja yuna celda seca con un gran volumenretenido causarán una intercepciónnegativa del eje vertical. Esto se debe aque una parte del filtrado debe llenar latrayectoria de flujo vacío y drenar la líneaantes de que se pueda captar la primeragota, de manera que no se recoge elvolumen verdadero del filtrado. Este error

40

35

30

25

20

15

10

5

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Raíz cuadrada del tiempo (min-1/2)

Pérdida instantánea (error constante)

Pérd

ida

de f

iltr

ado

(cm

3 )

Figura 3: Relación entre la pérdida de filtrado y la raíz cuadrada del tiempo.

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es más marcado cuando se tomanmedidas durante cortos periodos detiempo y puede ser compensado en ciertomodo por la pérdida instantánea.

Diferencia de presiones –compresibilidad del revoque. Cuandotodas las demás condiciones sonconstantes (tiempo, superficie, viscosidady permeabilidad), el volumen de filtrado ados presiones diferentes debería serproporcional a las raíces cuadradas de laspresiones, de la manera pronosticada porla ley de Darcy. Sin embargo, el revoquede la mayoría de los fluidos deperforación es comprimible, por lo tantola permeabilidad disminuye con elaumento de presión. La compresibilidad yla reducción de la permeabilidad delrevoque son características deseables quelimitan la filtración y el espesor delrevoque. La bentonita de alta calidad,cuando está correctamente hidratada, esuno de los mejores materiales paraaumentar la compresibilidad del revoque.Sin embargo, cualquiera que sea lacompresibilidad del revoque, las tasas defiltración aumentan generalmentecuando la presión diferencial es más alta.

La compresibilidad del revoque puedeser evaluada midiendo el volumen defiltrado a dos presiones considerable-mente diferentes. Un método compara elvolumen de filtrado captado a 500 y 100

psi, de la manera indicada en la Figura 4.Las dos muestras de lodo comparadastenían el mismo filtrado API, marcadoPunto A. Las pruebas de alta temperaturay 100 psi están marcadas Puntos B y B’,mientras que el filtrado ATAP estámarcado Punto C y C’. (Otroprocedimiento de prueba comúncompara dos pruebas realizadas a 200 y100 psi, y a temperatura ambiente.) Estaspruebas de alta presión, utilizando unacelda ATAP, pueden ser realizadas atemperatura ambiente o a temperaturaselevadas.

Si los sólidos del lodo forman unrevoque comprimible, el volumen defiltrado registrado a la presión más altasólo debería ser un poco más grande queel volumen de filtrado registrado a lapresión más baja. Un revoque incompri-mible producirá el volumen de filtrado dealta presión pronosticado por la ley deDarcy. Éste es igual al volumen de filtradode presión baja, VF1, multiplicado por laraíz cuadrada de la relación ∆P2/∆P1.

∆P2VF2 = VF1 √ ∆P1Donde:VF2 = Volumen de filtrado desconocido a

la presión diferencial ∆P2VF1 = Volumen de filtrado a la presión

diferencial ∆P1

30

25

20

15

10

5

0100 200 300 400 500

Presión (psi)

Todas las pruebas a 300°F

Lodo 2

Lodo 1

C

C'

B

B'

- AX

Vol

um

en d

e fi

ltra

do (

cm3 )

Figura 4: Efecto de la presión-compresibilidad del revoque.

La reducción de lacompresibilidadypermeabilidaddel revoque soncaracterísticasdeseables...



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∆P2 = Presión diferencial considerada∆P1 = Presión diferencial para VF1

Esta relación no debería usarse paraestimar las características de filtración aotra presión. Sin embargo, a veces se usauna comparación entre VF2/VF1 la raízcuadrada de ∆P2/∆P1 ipara estimar lacompresibilidad del revoque. Unarelación VF2/VF1 inferior a la raíz cuadradade ∆P2/∆P1 indica la presencia de unrevoque comprimible.

La raíz cuadrada de ∆P2/∆P1 indicará lapendiente de la línea trazada en la Figura4. El Lodo 1 (B’-C’) tiene un revoque muycomprimible, tal como lo demuestra lapendiente negativa. El Lodo 2 (B-C) tieneun revoque relativamente incomprimiblecon una pendiente positiva. La raízcuadrada de ∆P2/∆P1 para el Lodo 2(revoque incomprimible) es 2,0, lo cual seaproxima al multiplicador de 2,23(√500/100), calculado por la ley de Darcy

Permeabilidad del revoque. Lapermeabilidad del revoque es el factorlimitante que controla la filtración dentrode la formación. El tamaño, la forma y lacapacidad de las partículas paradeformarse bajo presión son factoresimportantes para el control de lapermeabilidad. Las lechadas con altasconcentraciones de pequeñas partículasforman revoques de baja permeabilidad.En general, las partículas coloidales(menos de 2 micrones) como la bentonitaproporcionan el más alto nivel de controlde pérdidas de fluido. Sin embargo, elcontrol óptimo se logra teniendo unaamplia variedad de tamaños de partícula.Las partículas más pequeñas sellan lasaberturas entre las partículas más grandes,para formar un revoque de bajapermeabilidad.

Las partículas planas con grandes áreassuperficiales, tal como la bentonita,pueden formar un revoque que se pareceal techo de una casa cubierto conguijarros. Las partículas planas son máseficaces que las partículas esféricas o deforma irregular, ya que forman unrevoque más compacto. Además, como semencionó anteriormente, los revoquesque contienen bentonita soncomprimibles. La bentonita hidratada dealta calidad es esencial para obtener unrevoque de baja permeabilidad. Laspartículas de bentonita son pequeñas(muchas son de menos de 0,05 micrón),tienen una gran área superficial, una

forma plana, laminar, y puedendeformarse fácilmente. Cuando lahidratación de las partículas aumenta, lapermeabilidad del revoque resultantedisminuye. Los revoques de bentonita enagua dulce tienen una permeabilidad deaproximadamente 1 microdarcy.

La baja permeabilidad del revoquelimita la pérdida de filtrado y el espesordel revoque. Las permeabilidades de losrevoques se miden en microdarcys. Lapermeabilidad del yacimiento se mide enmilidarcys. Un buen revoque esaproximadamente 1.000 veces menospermeable que la formación permeablesobre la cual el revoque se estádepositando. La calidad del revoquedepende de la optimización de lacomposición de los sólidos del fluido, demanera que la concentración de sólidosperforados no perjudique el rendimientode la bentonita y de los aditivos decontrol de filtración.

En una formación muy permeable congrandes aberturas de poro, puede que seanecesario usar un agente puenteante paraimpedir que el lodo entero fluya dentrode la formación. Las grandes partículasdeben depositarse primero para sellar lasgrandes aberturas e iniciar la deposiciónde un revoque. El tamaño de dichosagentes puenteantes debe ser por lomenos igual a la mitad del tamaño de lasmás grandes aberturas. Las partículasmedianas y pequeñas sellarán los agujerosrestantes que son sucesivamente máspequeños. Las arcillas coloidales, otrosaditivos de lodo, la gilsonita y gotas deaceite emulsionado (o salmuera) reducenaún más la permeabilidad. Los agentespuenteantes incluyen el carbonato decalcio, la celulosa molida (M-I-X™ II) yuna gran variedad de materiales depérdida de circulación.

El espesor del revoque y la tasa defiltración están relacionados con la raízcuadrada de la permeabilidad del revoque(como la relación con el tiempo). Sinembargo, esta relación no se usa porquees difícil medir y controlar las variacionesde la permeabilidad del revoque.

Viscosidad. Cuando todas las demáscondiciones son constantes (tiempo,superficie, presión, permeabilidad), elvolumen de filtrado para dos filtrados quetienen diferentes viscosidades, varíainversamente a la raíz cuadrada de larelación entre las viscosidades, de la

Lapermeabilidaddel revoque esel factorlimitante quecontrola lafiltración...


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manera pronosticada por la ley de Darcy.Los aumentos de la viscosidad de filtradoreducen la pérdida de filtrado y el espesordel revoque. Muchos aditivos de controlde filtración aumentan la viscosidad delfiltrado y reducen la permeabilidad delrevoque.

El aumento de la temperatura reduce laviscosidad del filtrado, la cual, a su vez,aumenta la pérdida de filtrado. Debido aesta reducción de la viscosidad delfiltrado, todos los lodos sufren mayorespérdidas de filtrado cuando latemperatura aumenta, que el líquido basesea el agua, la salmuera, el aceite o unsintético. Una excepción sería un lodo debentonita de agua dulce recién preparado,el cual puede sufrir una menor pérdida defiltrado al ser expuesto por primera vez atemperaturas ligeramente elevadas,debido a la mayor dispersión ehidratación de las partículas de bentonita.

Aunque el agua no sea consideradaviscosa, las variaciones de temperaturaafectan su viscosidad lo suficiente paraaumentar considerablemente el volumende filtrado. La Tabla 1 indica la viscosidaddel agua a varias temperaturas. Usandoestos datos y la ecuación proporcionada acontinuación, se puede estimar elvolumen de filtrado a otras temperaturas.La relación entre el volumen del filtrado ylas variaciones de viscosidad es lasiguiente:

µ2VF2 = VF1 √ µ1

Donde:VF2 = Volumen de filtrado desconocido

con la viscosidad del filtrado µ2VF1 = Volumen de filtrado con la

viscosidad del filtrado µ1µ1 = Viscosidad del filtrado para VF1 (a

la temperatura )µ2 = Viscosidad del filtrado considerada

(a la temperatura 2)Si la pérdida de filtrado a 68ºF es de 5

cm3, entonces se puede estimar la pérdidade filtrado a la Temperatura de Fondo(BHT) de 300ºF mediante la variación dela viscosidad del filtrado. La viscosidad delagua es 1,005 cP a 68ºF y 0,184 cP a300ºF. Sustituyendo estos valores en laecuación, este aumento de la temperaturaproduciría un aumento de la pérdida defiltrado hasta:

1.005 VF2 = 5 = 5√ 5.46 √ 0.184 = 5 X 2.34 = 11.7 cm3

Advertencia: Este ejemplo usa una variaciónextrema de la temperatura. Estetipo de cálculo es más precisopara menores variaciones de latemperatura. A temperaturasextremas, las arcillas puedenflocularse, aumentando lapermeabilidad del revoque, y losaditivos de control de filtraciónpueden degradarse, haciendoque estos métodos seanimprecisos.

Este método es muy útil paradeterminar la estabilidad térmica de un

Viscosidad ViscosidadTemperatura del agua Temperatura del agua

°F °C cP °F °C cP68 20 1,005 300 148,9 0,18486 30 0,801 320 160 0,174

104 40 0,656 338 170 0,160122 50 0,549 350 176,6 0,1535140 60 0,469 356 180 0,150158 70 0,406 374 190 0,142176 80 0,356 392 200 0,134194 90 0,316 410 210 0,127212 100 0,284 428 220 0,121230 110 0,256 446 230 0,116248 120 0,232 450 232,2 0,1136250 121 0,2316 500 260 0,1004266 130 0,212 550 287,7 0,0899284 140 0,196 572 300 0,086

Tabla 1: Viscosidad del agua a varias temperaturas.

El aumentode latemperaturareduce laviscosidaddel filtrado…



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fluido. Los fluidos térmicamente establestiene valores de pérdida de filtrado ATAPque se aproximan a los valores calculados.

Los fluidos con filtrados muy viscosos –como las salmueras con altasconcentraciones de biopolímeros –pueden controlar la pérdida de filtradobasándose solamente en la viscosidad. Losfluidos de polímeros viscosos pueden serusados durante la perforación y lasoperaciones de rehabilitación paracontrolar la filtración (llamada “pérdida”durante las operaciones de rehabilitación)con una viscosidad ultra-alta. Esto escierto aun cuando estos fluidos nocontienen ningún agente puenteante ycontienen pocos sólidos, de manera queno se deposita ningún revoque verdadero.Para esta aplicación se prefiere usarfluidos de polímeros que demuestran uncomportamiento no newtoniano(aumentan su viscosidad cuando lavelocidad de corte disminuye). A medidaque estos fluidos fluyen radialmentedentro de la formación alejándose delpozo, la velocidad de corte disminuyedebido a la mayor área de flujoproporcionada por el diámetro creciente.Este flujo de velocidad de corte reducidapermite que la viscosidad se reponga(aumente), reduciendo aún más lafiltración.

Composición y orientación de lossólidos. Los sólidos contenidos en loslodos varían desde arcillas y biopolímerosmuy reactivos hasta sólidos no reactivostales como el carbonato de calcio, labarita y la hematita. La forma, el tamañoy la distribución de las partículas sólidas,la relación de sólidos reactivos a sólidosno reactivos, y la manera en que lossólidos reaccionan con su ambientequímico son los factores que determinanla manera en que los sólidos afectarán latasa de filtración. Iguales concentraciones

de diferentes sólidos tendrán pérdidas defiltrado sumamente diferentes.

La desfloculación y la dispersión de lasarcillas también son importantes para elcontrol de filtración. La Figura 5 es unafotografía de un lodo desfloculado en elcual hay un flujo uniforme, sin ningúnindicio de laminillas de arcillamantenidas unidas por las cargaselectroquímicas. Las partículas debentonita y arcilla son sólidos flexiblesmuy delgados, con grandes superficiesplanas. A efectos prácticos, una partículade bentonita puede ser comparada conun trozo microscópico de celofán o unahoja de papel húmeda. Al desflocularse,las laminillas de arcilla se depositan en elrevoque según una orientación más bienplana. Estas laminillas se traslapan paraobtener un revoque de bajapermeabilidad con un buen control defiltración. Sin embargo, si el sistema delodo está floculado, las partículas debentonita no se depositan según unaorientación plana, sino que se orientanformando una matriz de borde a borde, locual causa revoques de alta permeabilidady un control de filtración deficiente.

La Figura 6 es una fotografía de un lodofloculado en el cual el flujo no esuniforme y las laminillas de arcillaforman grupos de partículas con unaorientación de borde a borde (flóculos).Cuando esto ocurre, el filtrado puedepasar fácilmente entre los flóculosporosos, resultando en altas tasas defiltración. Esto puede ser corregidoagregando desfloculantes químicos, loscuales neutralizan las cargaselectroquímicas en las arcillas, o usandoaditivos de control de filtración, los cualesson más eficaces para los fluidosfloculados. Los desfloculantes permitenque las laminillas de arcilla se dispersen yFigura 5: Lodo desfloculado.

Figura 6: Lodo floculado.

Los fluidosde polímerosviscosospueden serusados paracontrolar lafiltraciónllamadapérdida…

Igualesconcentracionesde diferentessólidos tendránpérdidas defiltradosumamentediferentes.


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se traslapen para proporcionar unrevoque más resistente.

Las altas concentraciones de sólidostambién son perjudiciales para el controleficaz de pérdida de filtrado. Cuando laconcentración de sólidos es demasiadoalta, el agua disponible no es suficientepara solubilizar los desfloculantes opermitir que los aditivos de control defiltración funcionen. Por lo tanto, lostratamientos actúan como sólidosadicionales, agravando la situación, y nofuncionan de la manera prevista. Éste esun problema clásico en los sistemasdesfloculados con lodos de lignosulfonatoy sales complejas que contienen almidón.En este caso, la adición de agua paradiluir o aumentar el volumen permiteque los productos químicos sean eficaces,lo cual reduce las tasas de filtración.

También se puede minimizar elaumento del espesor del revoque con eltiempo, controlando el contenido desólidos indeseables de baja gravedadespecífica del lodo. Los sólidos deben serconsiderados no solamente en términosdel porcentaje en volumen, sino tambiénen lo que se refiere a la calidad y a lafunción. Los sólidos deseables de losfluidos de perforación incluyen losmateriales densificantes, losviscosificadores, los aditivos de control defiltración y otros aditivos químicos.

La bentonita de Wyoming hidratada esmuy comprimible y beneficiosa para losrevoques de lodo base agua. Laperforación de las lutitas genera sólidosperforados ricos en arcillas, pero éstos sonmucho menos hidratables ycomprimibles que la bentonita de altacalidad. La capacidad que una arcilla tienepara hidratarse puede ser pronosticadapor su Capacidad de IntercambioCatiónico (CEC); los valores más altosindican una mayor hidratación. La CECde los sólidos de baja gravedad específicade un lodo es una buena indicación de lacalidad global de los sólidos. La Prueba deAzul de Metileno (MBT) puede ser usadapara determinar las libras equivalentespor barril (lb/bbl) de bentonita en unlodo y constituye una medida de la CEC.La concentración de sólidos perforados ybentonita en el lodo puede ser calculada(aproximadamente) a partir de la retorta,los cloruros y la MBT con un análisis desólidos en el balance de materiales. Paraun buen control de filtración, elcontenido de sólidos perforados del lodo

debería ser mantenido al nivel más bajoposible. En regla general, muchosoperadores mantienen el contenido desólidos perforados por debajo de unarelación de 2 lb de sólidos perforados porcada libra de bentonita, según laproporción D:B calculada por Pcmod™.

La función del material densificante noestá relacionada con el control defiltración o la calidad del revoque. En lamayoría de los casos, la concentración dematerial densificante no se puede reducir.El uso de un material densificante demayor densidad puede mejorar la calidaddel revoque, reduciendo el contenidototal de sólidos del lodo. El uso dehematita (FER-OX®) con una GravedadEspecífica (SG) de 5,0 en vez de barita conuna SG de 4,2 (M-I BAR®) reducirá enaproximadamente 20% el volumen dematerial densificante en un lodo. Elmaterial densificante no contribuye a lacompresibilidad del revoque, peromuchas veces proporciona unagranulometría que facilita la obturaciónprimaria y el taponamiento de lasformaciones permeables por laspartículas.

Proceder con cuidado al evaluar lapérdida de filtrado ATAP. Los revoquesATAP y API deberían ser examinados paradetectar cualquier asentamiento delmaterial densificante, el cual seráindicado por una capa definida dematerial densificante en el mediofiltrante. El asentamiento del materialdensificante puede producir valoresincorrectos de filtrado. Pero lo másimportante es que puede indicar elasentamiento a las temperaturas de fondoy la necesidad de aumentar la reología.

FILTRACIÓN DINÁMICALa filtración dinámica es sensiblementediferente de la filtración estática, muchasveces con tasas de filtraciónconsiderablemente más altas. No existeninguna correlación directa entre lasmedidas de filtración estática de API yATAP y la filtración dinámica. Laexperiencia ha demostrado que un lodoque demuestra buenas características defiltración estática y estabilidad tendrá unrendimiento satisfactorio bajo lascondiciones reales de perforación,indicando que la pérdida de filtradodinámica está comprendida dentro de unrango satisfactorio.

La filtración comienza tan pronto como

Los sólidosdeseables delos fluidos deperforaciónincluyen losmaterialesdensificantes...



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la barrena expone la roca permeable. Unsobrebalance de la presión hidrostáticacausará el flujo inmediato del filtradodentro de la formación a una velocidadelevada. A medida que la filtracióncontinúa, los sólidos más grandes de lodosellan las formaciones porosas y unrevoque empieza a formarse – bajocondiciones dinámicas. Como con lafiltración estática, la permeabilidad delrevoque limita la filtración, no lapermeabilidad de la formación. Laturbulencia del flujo de fluido en labarrena y en las partes adyacentes a losportamechas tiende a mantener estastasas de filtración a altos niveles,mediante la erosión del revoque. Bajocondiciones dinámicas, las tasas defiltración no disminuyen con el tiempo,como con la filtración estática. Además, elespesor del revoque no sigueaumentando. En cambio, se establece unequilibrio entre la deposición del revoquey la erosión hidráulica, de manera que latasa de filtración dinámica se vuelve máso menos constante. Puede que se tratemenos de la erosión verdadera que de latendencia del movimiento del fluido aimpedir la deposición de las partículassólidas de una manera organizada. Elequilibrio del revoque es determinadoprincipalmente por las características delos sólidos del lodo (tamaño,composición y concentración de laspartículas), y en menor parte por lascondiciones hidráulicas (flujo turbulentoo laminar) y la viscosidad del filtrado.

Los revoques dinámicos son másdelgados y más sólidos que los revoquesestáticos. A medida que la perforacióncontinúa, el pozo está sujeto acondiciones dinámicas. Una vez que losportamechas pasan más allá de laformación permeable, las condiciones deflujo laminar normalmente predominany las fuerzas de erosión hidráulicadisminuyen. Bajo condiciones laminares,las tasas de filtración dinámica sonconsiderablemente más bajas que bajo lascondiciones turbulentas, y se puede haceruna correlación con las características defiltración estática. Durante las conexionesy los viajes, las condiciones estáticas

depositan un revoque estático y las tasasde filtración disminuyen (raíz cuadradadel tiempo). Cuando se reanuda lacirculación, el revoque estáticodepositado sobre el revoque dinámicocomienza a desgastarse (quizástotalmente, según las condicioneshidráulicas) hasta que se logre de nuevoel equilibrio a una tasa de filtraciónconstante.

Los estudios han identificado variasdiferencias importantes entre la filtracióndinámica y la filtración estática. Unadiferencia es el efecto del aceiteemulsionado u otros líquidos inmiscibles.Aunque estos líquidos insolublesreduzcan la pérdida de filtrado estática yel espesor del revoque, en realidadaumentan la filtración dinámica al causarque el revoque sea menos cohesivo y máserosionable. Otra diferencia es que elaumento de la concentración depolímeros de control de filtración parareducir la pérdida de filtrado API a nivelesultrabajos puede aumentar la filtracióndinámica. Estas diferencias se debenprincipalmente a la modificación de laresistencia ante la erosión de los revoques.

Los revoques dinámicos depositadospor fluidos floculados son más gruesospero más cohesivos que los revoquesdepositados por fluidos desfloculados. Laresistencia a la erosión de los revoquesfloculados parece estar relacionada conlos sólidos de arcilla que son mantenidosunidos por las cargas electrostáticas. Losrevoques de los fluidos desfloculadosparecen ser más erosionables porque suscargas son neutralizadas. Esto no significaque los fluidos floculados seríanpreferidos en lo que se refiere a lafiltración dinámica. La alta tasa defiltración indeseable y el mayor espesordel revoque anulan cualquier ventajaposible que sería obtenida con unrevoque más sólido y menos erosionable.Como con la filtración estática, los fluidosy los revoques que contienen unacantidad suficiente de bentonita de altacalidad producen las más bajas tasas defiltración, los revoques más delgados y lascaracterísticas globales de filtración másdeseables.

La filtracióncomienzatan prontocomo labarrenaexpone larocapermeable.

Los revoquesdinámicosson másdelgados ymás sólidosque losrevoquesestáticos.


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PARA FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASEAGUAVarios tipos de aditivos de control defiltración son usados en los lodos baseagua. Las recomendaciones detratamiento se basan en el sistema delodo y su ambiente químico.

Arcillas. Las arcillas están clasificadasen grupos en base a la mineralogía. Cadagrupo puede contener una gran variedadde subgrupos con propiedadesconsiderablemente diferentes. Arcillassimilares pueden formarse en ambientesgeológicos ligeramente distintos, y estoafecta la pureza y las características deuna fuente de arcilla en particular.

Tres arcillas son usadas como aditivosde lodo: atapulgita, sepiolita y bentonitade sodio. M-I GEL® y M-I GEL SUPREME™

están compuestos de bentonita de sodio(o montmorillonita de sodio), la cualforma parte del grupo de arcillasesméctitas. La atapulgita (SALT GEL®) y lasepiolita (DUROGEL®) son arcillas en formade aguja que son usadas comoviscosificadores coloidales mecánicos enlas salmueras de alta salinidad. Estasarcillas no proporcionan control defiltración, y por lo tanto, este capítulo notratará más sobre ellas.

La bentonita de calidad API es la arcilla

principal que se usa en los fluidos deperforación base agua y tiene su origenen Wyoming, de ahí su nombre debentonita de “Wyoming” (bentonita desodio). Tiene uno de los más altosrendimientos (es decir que genera el másgrande volumen de lodo a unaviscosidad determinada) y es una de lasarcillas más hidratables del mundo; estaarcilla es considerada como un productode primera calidad. La bentonita deWyoming es el mejor producto que sepuede usar en la formulación de un lodocon buenas propiedades de revoque ycontrol de filtración. La bentonita nosolamente proporciona el control defiltración, sino también aumenta laviscosidad; por lo tanto, en lasaplicaciones de lodo densificado y dealtas temperaturas, la concentración debentonita debería limitarse al rango de7,5 a 15 lb/bbl. Los fluidos nodensificados usan frecuentemente unaconcentración de bentonita de 15 a 30lb/bbl, según la composición químicadel agua de preparación y la viscosidaddeseada. Cualquier concentraciónsuperior a 7,5 lb/bbl proporcionará unabuena base para el revoque y lascaracterísticas de filtración.

Las partículas de bentonita son

Aditivos de Control de Pérdida de Filtrado

Porc

enta

je e

n p

eso

Pequeña _____________________________ Tamaño de la partícula _____________________________ Grande

La bentonita de Wyoming tiene un mayor porcentaje de pequeñas partículas respecto a otras arcillas, yproporciona superiores propiedades reológicas y de filtración.

Bentonita de Wyoming

Sub-bentonita

Figura 7: Tamaño de las partículas de la bentonita.

La bentonitade calidadAPI es laarcillaprincipal quese usa en losfluidos deperforaciónbase agua...

Tres arcillasson usadascomoaditivos delodo:atapulgita,sepiolita ybentonita desodio.



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partículas lamelares o laminares muydelgadas con un área superficial grande.Al ser examinadas con un microscopio,estas partículas se parecen a pequeñostrozos flexibles, planos y delgados decelofán u hojas de papel húmedo. Labentonita molida de primera calidadtiene un alto porcentaje de partículas demenos de un micrón de ancho (ver laFigura 7). Aunque este tamaño parezcaser pequeño, las laminillas de arcillaspueden tener un espesor de solamente10 angstroms. Estas dimensiones leproporcionan a las laminillas de arcillauna relación muy alta de diámetro aespesor (1.000 a 1) y un área superficialmuy alta por unidad de peso (~45 m2/g).Cuando está desfloculada, la estructurade la laminilla permite que la bentonitase asiente plana sobre el revoque y loselle de una manera que se comparafrecuentemente con el techo de una casaque está cubierto con guijarros.

Las superficies de la bentonita de sodiotienen una alta densidad de cargaseléctricas. Esta alta densidad de cargasfacilita la hidratación en agua dulce, alatraer numerosas capas de moléculas deagua hacia su superficie. Estas partículasde bentonita hidratada se deforman y secomprimen fácilmente cuando sonsometidas a presiones y forman revoquesde baja porosidad y muy bajapermeabilidad. La cantidad de agua queforma un enlace con una laminilla debentonita hidratada puede serdeterminada haciendo pasar un revoquede bentonita de agua dulce a través deuna retorta. Estos revoques contendránaproximadamente 85 por ciento envolumen de agua y solamente 15 porciento en volumen de bentonita.

La bentonita de sodio no se hidratatanto o con la misma velocidad en aguaque contiene sales o calcio. En aguasalada o agua dura, la tasa de filtraciónserá incontrolable si no se agregandesfloculantes y/o otros aditivos decontrol de filtración. El rendimiento dela bentonita en lodos que contienensales o calcio puede ser mejoradoconsiderablemente si la bentonita esprehidratada en agua dulce y tratada condesfloculantes antes de ser agregada alsistema de lodo. La bentonita que hasido prehidratada y desfloculada puedeser usada en sistemas saturados de salpara mejorar la filtración ATAP. Con eltiempo, la bentonita prehidratada se

floculará y deshidratará al ser añadida alos lodos que contienen sales o calcio.Cuando esto ocurre, tratamientosadicionales de bentonita prehidratadaserán necesarios para mantener laspropiedades del sistema.Para prehidratar la bentonita:1. Añadir el agua de preparación al

tanque de prehidratación y tratar elcalcio a menos de 100 mg/l concarbonato de sodio. (¡No tratar elcalcio hasta cero, ya que esto puedeproducir la contaminación por elcarbonato!)

2. Añadir 30 a 40 lb/bbl de M-I GEL o40+ lb/bbl de M-I GEL SUPREME al aguade preparación, a través de la tolva.

3. Agitar y cortar la lechada de bentonitadurante 3 a 4 horas.

4. Para sistemas de lodo no dispersos debajo pH, omitir las etapas 5 y 6.

5. Añadir 0,5 a 1,0 lb/bbl de sodacáustica a la bentonita prehidratada através del barril químico y cortardurante una hora más.

6. Añadir 0,5 a 1,5 lb/bbl de SPERSENE™ oSPERSENE CF® a la bentonitaprehidratada a través de la tolva.

7. Agitar y cortar la bentonitadesfloculada prehidratada durante porlo menos una hora antes de agregarlaal sistema de lodo.Se puede agregar bentonita seca a los

sistemas de lodo inhibido (calcio,potasio, sal, etc.) simplemente paramodificar la granulometría. Estaspartículas delgadas de bentonita puedenactuar como agentes puenteantes paraotros agentes poliméricos de control defiltración, aunque la bentonita no estéhidratada. Sin embargo, se prefieregeneralmente usar bentonitaprehidratada, cuando sea posible.

El contenido total de sólidosperforados y la relación de sólidosperforados a bentonita deben sercontrolados para optimizar laspropiedades y el rendimiento de unfluido de perforación. El porcentaje totalen volumen de sólidos de baja gravedadespecífica debería ser mantenido dentrode los límites predefinidos, mediante ladilución o el uso de equipos de controlde sólidos. Las centrífugas usadas para larecuperación de barita eliminan labentonita. Tratamientos periódicos conbentonita deberían realizarse durante lacentrifugación.

... laestructura dela laminillapermite quela bentonitase asienteplana sobreel revoque ylo selle...

El contenidototal desólidosperforados yla relaciónde sólidosperforados abentonitadeben sercontrolados...


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Polímeros. Los polímeros son losproductos de control de filtración másusados en los lodos base agua. Puedenvariar de almidones naturales y celulosamodificada a polímeros sintéticoscomplicados, capaces de proporcionar elcontrol de filtración a temperaturaselevadas y en condiciones adversas. Estospolímeros a veces se clasifican según suacción dentro de un sistema de lodo, asícomo también según su composiciónquímica. La clasificación basada en laacción depende de si el polímero seadsorbe en los sólidos o viscosifica la fasefluida.

Los polímeros de pérdida de filtradomás comunes no sólo viscosifican la fasefluida, sino también se adsorben en lossólidos cuando son usados en suficientesconcentraciones, proporcionando laencapsulación de dichos sólidos. Alagregar polímeros a los lodos seránecesario tomar ciertas precauciones,debido a las posibles interacciones conotros productos químicos contenidos enel sistema de lodo. Para las operacionesen el campo, se recomienda realizarpruebas piloto antes de usar un nuevoaditivo de control de filtración.

Los polímeros reducen la pérdida defiltrado de varias maneras:1. Sellando las aberturas del revoque con

partículas de polímeros.2. Encapsulando los sólidos mediante la

formación de un revestimiento o unapelícula deformable más grande quereduce la permeabilidad del revoque.

3. Mediante la viscosificación de la faselíquida.La Figura 8 ilustra el aumento de la

viscosidad de la fase líquida a medidaque se aumentan las concentraciones devarios aditivos de control de filtración.La Figura 9 muestra la pérdida defiltrado, viscosidad plástica y puntocedente de varios aditivos de control defiltración en un lodo de agua salada, con30 lb/bbl de M-I GEL y 40 lb/bbl desólidos perforados simulados.

Almidón. El almidón, un polímero decarbohidrato natural, ha sido usado paracontrolar la filtración en los fluidos deperforación desde los años 1930. Sepuede conseguir con facilidad comoalmidón amarillo (no tratado) y blanco(modificado). Los almidones pueden serusados en agua de mar, agua salada, aguadura y salmueras complejas. Los

almidones más económicos y másusados son preparados a partir de maíz opapas, pero también hay almidonesdisponibles que son preparados a partirde otros productos agrícolas.

La mayor parte del almidón que se usapara el control de filtración es preparadomediante la separación y elcalentamiento de los granos de almidónpara romper su capa de amilopectina.Esto libera la amilosa, la cual absorbe elagua y se hincha para formar bolsasesponjosas. La amilosa causa unadisminución de la filtración mediante lareducción de la cantidad de agua libre enel sistema y la obturación de los porosdel revoque. Se dice que los almidonestratados de esta manera estánpregelatinizados. El rendimiento de estosalmidones no debería verse afectado porel pH, la salinidad, la dureza otemperaturas inferiores a 250ºF. Losalmidones están frecuentementeclasificados como materiales “noiónicos”, aunque puedan tener uncarácter muy ligeramente aniónico. Aveces se usa el almidón comoviscosificador en los fluidos de salmuera,pero las soluciones de almidón son másnewtonianas y no proporcionan lasuspensión de los recortes y de losmateriales densificantes.

MY-LO-JEL™ El almidón de maízpregelatinizado es un aditivo económicode control de filtración que es eficaz entodas las aguas de preparación, desde elagua dulce al agua saturada de sal. Amenos que el lodo sea un sistemasaturado de sal o que el pH sea > 11,5,este almidón estará sujeto a lafermentación. Si no se cumple alguna deestas condiciones, un biocida apropiado(también llamado bactericida opreservativo), aceptable según losreglamentos locales, debería ser usadopara evitar la fermentación. Una vez quela fermentación comienza, enzimasbacterianos pueden estar presentes, locual hace que cualquier adición dealmidón sea ineficaz, incluso después deeliminar las bacterias activas con biocida.El almidón se degrada rápidamente atemperaturas superiores a 250ºF.

Las concentraciones normales de MY-LO-JEL varían de 3 a 8 lb/bbl, según lacomposición química del agua y lapérdida de filtrado deseada. Losalmidones como My-Lo-Jel suelen

Lospolímerosson losproductos decontrol defiltraciónmás usadosen los lodosbase agua.

Los almidonesestánfrecuentementeclasificadoscomomateriales “no iónicos”...



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requerir una concentración umbralmínima antes de que se pueda observarcualquier reducción significativa de lapérdida de filtrado. Tratamientos diariosson necesarios para mantener lasconcentraciones deseadas.

POLY-SAL™ es un almidón de papapreservado para el control de pérdida defiltrado en prácticamente cada tipo delodo base agua, desde los sistemas deagua dulce a los sistemas saturados de saly de calcio. POLY-SAL es un aditivo eficazde control de filtración para perforar lassecciones de evaporita (sal) y lutitahidratable. También es muy eficaz paraestabilizar la filtración y la reología de lassalmueras de alta salinidad usadas en lasoperaciones de rehabilitación. Poly-Sal estérmicamente estable hastaaproximadamente 250ºF, después de locual empieza a sufrir una degradacióntérmica.

Las concentraciones normales de POLY-SAL varían de 2 a 6 lb/bbl, según lacomposición química del agua y lapérdida de filtrado deseada. Losalmidones como POLY-SAL suelen requeriruna concentración umbral mínima antesde que se pueda observar cualquierreducción significativa de la pérdida defiltrado. Tratamientos diarios sonnecesarios para mantener lasconcentraciones deseadas.

FLO-TROL® es un almidón modificadoque se usa para el control de pérdida defiltrado, principalmente en el sistemaFLO-PRO® de fluidos de perforación dereservorio no dañinos. Este almidón esespecial porque ayuda a aumentar laviscosidad a muy baja velocidad de corteen el sistema FLO-PRO, mientras que lamayoría de los otros almidones reducenesta propiedad. Puede usarse en otrossistemas de lodo base agua,especialmente en las salmueras de altasalinidad usadas para las operaciones derehabilitación y completación. FLO-TROLes térmicamente estable hasta más de250ºF, después de lo cual empieza a sufriruna degradación térmica.

Las concentraciones de FLO-TROL varíande 2 a 6 lb/bbl, según la composiciónquímica del agua y la pérdida de filtradodeseada. Los almidones como FLO-PROsuelen requerir una concentraciónmínima antes de que se pueda observarcualquier reducción significativa de lapérdida de filtrado. Tratamientos diarios

son necesarios para mantener lasconcentraciones deseadas.

THERMPAC® UL es un aditivo de controlde filtración con almidón modificado,creado para ser usado en la mayoría delos sistemas base agua, incluyendo loslodos de agua dulce, lodos de aguasalada, lodos salados y lodos de bajocontenido de sólidos. Tiene unaviscosidad Ultra-Baja (UL) y no generatanta viscosidad como muchos de losdemás almidones o aditivos de celulosa.THERMPAC UL no está sujeto a ladegradación por actividad bacteriana. Sueficacia disminuye en los fluidos de altasalinidad (>100.000 mg/l de cloruros) yde alta dureza (>800 mg/l). Losproductos PAC de ultra-baja viscosidad,tal como el POLYPAC® UL, deberían serusados para los sistemas saturados de sal.THERMPAC UL está sujeto a la degradacióntérmica a temperaturas comprendidas enel rango de 250 a 275ºF.

THERMPAC UL reduce la pérdida defiltrado en agua dulce o salada. Lasconcentraciones normales varían de 0,5a 2,0 lb/bbl, según la composiciónquímica del agua y la pérdida de filtradodeseada.

Carboximetilcelulosa de Sodio(CMC) es un polímero naturalmodificado que se usa para el control defiltración. La estructura de la CMC esuna molécula de cadena larga que puedeser polimerizada en diferentes longitudeso grados. El material se preparacomúnmente en tres grados, cada unode los cuales tiene diferentes propiedadesde viscosidad, suspensión y reducción dela pérdida de filtrado. Los tres grados sonAlta Viscosidad (HV), viscosidad media oregular (R), y Baja Viscosidad (LV). Elpolímero CMC también está disponibleen purezas que varían de un gradotécnico de 75% a un grado refinado de99,5+%. La CMC de grado técnicocontiene sal de cloruro de sodio, unproducto secundario del proceso defabricación.

La CMC es un aditivo eficaz de controlde pérdida de filtrado en la mayoría delos lodos base agua. Es especialmenteeficaz en los sistemas tratados con calcio,donde actúa para estabilizar laspropiedades. La CMC no está sujeta a ladegradación por actividad bacteriana yes eficaz cuando el pH es alcalino. Laeficacia de la CMC disminuye cuando las

Losalmidones...suelenrequerir unaconcentraciónmínimaantes de quese puedaobservarcualquierreducciónsignificativade la pérdidade filtrado.

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concentraciones de sal son superiores a50.000 mg/l. La CMC está sujeta a ladegradación térmica a temperaturassuperiores a 250ºF.

El grado de CMC usado depende de laspropiedades deseadas. Cuando se deseaobtener la viscosidad junto con unapérdida de filtrado baja, se usa CMC deviscosidad alta o media. La CMC de bajaviscosidad reducirá la pérdida de filtradocon un aumento mínimo de laviscosidad. Como es ligeramenteaniónica, las pequeñas cantidades deCMC de baja viscosidad agregadaspueden actuar como un diluyente en loslodos no dispersos de bajo contenido desólidos. Las concentraciones normalesvarían con los diferentes grados, peroestán comprendidas entre 0,5 y 3,0lb/bbl, según la composición químicadel agua y la pérdida de filtrado deseada.

La Celulosa Polianiónica (PAC)POLYPAC® es un polímero naturalmodificado que está diseñado para serusado en la mayoría de los sistemas baseagua, incluyendo los lodos de aguadulce, lodos de agua salada, lodossalados y lodos de bajo contenido desólidos. Ésta es una celulosa polianiónicade alto peso molecular que es similar a laCMC, pero tiene un grado desubstitución más alto. Se trata del aditivode control de pérdida de filtrado másusado, y por lo general constituye unproducto que es mucho mejor que laCMC. POLYPAC no está sujeto a ladegradación por actividad bacteriana yes eficaz cuando el pH es alcalino. Sueficacia disminuye en los fluidossaturados de sal. Los productos PAC deultra-baja viscosidad, como el POLYPACUL y el POLYPAC SUPREME UL, deberían serusados para los sistemas saturados de sal.Polypac está sujeto a la degradacióntérmica a temperaturas que exceden275ºF. Es aniónico y puede diluirse en loslodos no dispersos.

POLYPAC aumenta la viscosidad y reducela pérdida de filtrado en agua dulce osalada. Las concentraciones normalesvarían de 0,5 a 2,0 lb/bbl, según lacomposición química del agua y lapérdida de filtrado deseada.

La celulosa polianiónica POLYPACSUPREME R es una celulosa polianiónicade alta calidad creada para funcionar encondiciones más difíciles. Se puede usaren la mayoría de los sistemas base agua,incluyendo los lodos de agua dulce,

lodos de agua salada, lodos salados ylodos de bajo contenido de sólidos.POLYPAC SUPREME R está disponible en ungrado de ultra-baja viscosidad, el cualtiene un mejor rendimiento en losfluidos de alta salinidad. POLYPAC SUPREMER no está sujeto a la degradación poractividad bacteriana y es eficaz cuando elpH es alcalino. Está sujeto a ladegradación térmica a temperaturassuperiores a 275ºF. POLYPAC SUPREME R esaniónico y puede diluirse en los lodos nodispersos.

POLYPAC SUPREME R aumenta laviscosidad y reduce la pérdida de filtradoen agua dulce o salada. Lasconcentraciones normales varían de 0,5a 2,0 lb/bbl, según la composiciónquímica del agua y la pérdida de filtradodeseada.

El poliacrilonitrilo de sodio SP-101®

es un copolímero acrílico de pesomolecular medio, a veces llamadopoliacrilato de sodio. Se trata de unpolímero sintético sensible al calcio. Esestable a temperaturas elevadas y no esdegradado por la actividad bacteriana.Además de aumentar la viscosidad de lafase líquida para reducir la pérdida defiltrado, la molécula de cadena larga deSP-101 puede adsorberse en los bordesde las partículas de arcilla(encapsulación), reduciendo aún más lapermeabilidad del revoque. SP-101 esespecialmente útil en los sistemas depolímeros tales como los sistemas POLY-PLUS y POLYPAC de agua salada, y lossistemas GELEX® No Dispersos de BajoContenido de Sólidos (LSND).

Cuando se agrega SP-101 al sistema, sedebería agregar rápidamente unaconcentración de por lo menos 0,5lb/bbl, y el material debería sermantenido en todo momento a estaconcentración o a una concentraciónmás alta. Este tratamiento rápido reducela “cresta” de viscosidad que ocurrecuando el lodo tiene un alto contenidode sólidos. Es importante aumentar laconcentración de SP-101 encima de laconcentración crítica de polímeros parareducir la viscosidad. Lasconcentraciones normales varían de 0,5a 2,0 lb/bbl, según la composiciónquímica del agua y la pérdida de filtradodeseada.

SP-101 no debería usarse en lodos quecontienen más que rastros de calcio. Elcalcio debe ser precipitado con

SP-101 esespecialmenteútil en lossistemas depolímeros...

POLYPAC

aumenta laviscosidad yreduce lapérdida defiltrado enagua dulce osalada..



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carbonato de sodio antes de agregar elSP-101. Este material ha sido usado entemperaturas de 400+ºF y puede seraplicado en pozos profundos de altastemperaturas.

RESINEX® es un complejo deresina/lignito que proporciona el controlde filtración y mejora la estabilidadtérmica. Es no viscosificante y puedeusarse en temperaturas superiores a400ºF y en presencia de concentracionesmoderadas de electrólitos. Es deaplicación muy amplia y puede usarseen prácticamente cada lodo base agua.RESINEX puede ser usado en lodos de altadensidad donde los aumentos de laviscosidad son perjudiciales. Lasconcentraciones normales varían de 2 a6 lb/bbl.

RESINEX tiene numerosas ventajas quehan sido demostradas en el campo:• Control de pérdida de filtrado no

viscosificante. RESINEX controla lapérdida de filtrado sin aumentarconsiderablemente la viscosidad.Tendrá el mismo efecto sobre laviscosidad que una cantidadequivalente de lignito.

• Mejorador de revoque. RESINEX reduceel espesor y la permeabilidad delrevoque proporcionando una mejordistribución de las partículas coloidales.

• Estabilizador de reología. RESINEXestabiliza las propiedades reológicas delos lodos base agua expuestos acondiciones adversas, y ayuda amejorar la gelificación.

• Estabilizador térmico. RESINEX es establea la temperatura y controla la pérdidade filtrado hasta temperaturas >400ºF.

• Tolerante a la sal. RESINEX reduce laspermeabilidades del revoque en loslodos que tienen una salinidadcomprendida entre la salinidad delagua dulce y 110.000 mg/l de cloruros.

• Resistente a la dureza. RESINEX funcionaen fluidos que tienen calcio ymagnesio soluble. Esto hace queRESINEX sea ideal para los lodos de aguasalada, lodos yeso y lodos cálcicos.

• Económico. RESINEX sobrepasa muchosaditivos en términos decosto/rendimiento, especialmente enaplicaciones de alta dureza y altastemperaturas. THERMEX® es una resina líquida

sintética que proporciona el control defiltración y mejora la estabilidad térmica.Es no viscosificante y puede usarse en

temperaturas superiores a 400ºF y enpresencia de concentraciones moderadasde electrólitos. Es de aplicación muyamplia y puede usarse en prácticamentecada tipo de lodo base agua. THERMEX esmás eficaz en los sistemas que tambiénusan productos a base de lignito.THERMEX puede ser usado en lodos dealta densidad donde los aumentos de laviscosidad son perjudiciales. Lasconcentraciones normales varían de 4 a12 lb/bbl.

DILUYENTES QUÍMICOSLos diluyentes químicos reducen lastasas de filtración al desflocular lasarcillas, aumentar la viscosidad de la fasefluida y modificar la distribución desólidos. QUEBRACHO, TANNATHIN®,XP-20KTM

SPERSENE CF® y SPERSENE® son eficaces paradesflocular y reducir la pérdida defiltrado.

SPERSENE y XP-20KTM proporcionan elcontrol de filtración a temperaturasmucho más altas que las temperaturas alas cuales el almidón o la CMC puedenser usados eficazmente. No están sujetosa la degradación por actividad bacterianaen los sistemas de lodo activo y puedenser usados eficazmente en altasconcentraciones de sal o calcio. SPERSENEy XP-20KTM reducirán las pérdidas defluido API y ATAP. A temperaturassuperiores a 315ºF, se debería usar másXP-20KTM que SPERSENE. XP-20KTM esestable a temperaturas superiores a 450ºFy debería ser usado (cuando seaaplicable) para proporcionar el controlde pérdida de filtrado en sistemasdispersos de altas temperaturas.Observación: SPERSENE y XP-20KTM contienencromo trivalente (una forma más aceptable),el cual puede que no sea aceptable paratodas las aplicaciones, según los reglamentosy las consideraciones ambientales locales.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE ACEITE YSINTÉTICOLa pérdida de filtrado API de estossistemas es generalmente nula, odemasiado baja para constituir unamedida eficaz. La tasa de filtración de loslodos base aceite, salvo indicacióncontraria, se refiere a la filtración ATAP.

Los antiguos sistemas base aceiteestaban compuestos “totalmente deaceite” y no contenían ningunasalmuera. En general contenían de 1 a 5por ciento en volumen de agua, como

Losdiluyentesquímicosreducen lastasas defiltración...

THERMEX esuna resinalíquidasintética queproporciona...


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contaminante derivado de los fluidos dela formación. Los sistemas “totalmentede aceite” siguen siendo usadosactualmente para aplicaciones especialescomo la extracción de núcleos y cuandolos cambios producidos por fuertesemulsificantes causan daños a laformación. Estos sistemas usanfrecuentemente materiales asfálticos yarcilla organofílica para proporcionar elcontrol de filtración y la viscosidad.Algunos sistemas usan modificadores deviscosidad diseñados para lubricar elaceite y otros productos químicos máscomplejos para la viscosidad y el controlde filtración.

La mayoría de los fluidos base aceite ysintético son emulsiones. Su fase fluidaes una emulsión, con el aceite o elsintético como fase continua, y lasalmuera como fase emulsionada. Estossistemas contienen de 10 a 50 por cientoen volumen de salmuera, generalmentede cloruro de calcio. La salmueraemulsionada forma gotas coloidales queson inmiscibles en el aceite o sintético.Estas gotas de salmuera quedanatrapadas en el revoque y reducen lapermeabilidad del revoque y la pérdidade filtrado. Los lodos de emulsióninversa pueden contener emulsificantes,agentes humectantes, arcillasorganofílicas, asfaltos y/o lignito tratadocon aminas, polímeros, cal y materialdensificante. Las composicionesquímicas de estos aditivos y susinteracciones son complejas y sedescriben detalladamente en loscapítulos que tratan de los lodos baseaceite y sintético. La tasa de filtración delos lodos de emulsión inversa es afectadapor otros aditivos que los aditivos decontrol de filtración.

Líquido de base. El líquido de baseaceite o sintético puede afectar las tasasde filtración y la selección de aditivosque deben ser usados para controlar lafiltración. La viscosidad de los fluidos debase sólo afectará ligeramente las tasasde filtración, de acuerdo con la ley deDarcy.

En las regiones donde inviernosextremadamente fríos pueden esperarse,se añaden antigelificantes a los aceitescombustibles durante los periodos fríos.Estos antigelificantes pueden hacer queel aceite diesel no sea apropiado para serusado en los fluidos de perforación. Laspruebas de campo no pueden detectar

estos antigelificantes, pero las pruebaspiloto pueden determinar si el aceitediesel es apropiado para ser usado en lasemulsiones inversas.

Salmuera. Los lodos de emulsióninversa usan salmuera de cloruro desodio o cloruro de calcio en la faseinterna de la emulsión. La faseemulsionada de la salmuera actúa comoun delgado sólido coloidal en los lodosde emulsión inversa y las pequeñas gotascontribuyen considerablemente alcontrol de filtración. El contenido desalmuera afecta muchas propiedades yno se aumenta simplemente para reducirla pérdida de filtrado. Esto es ciertoespecialmente en los lodos densificados,donde la salmuera adicional actúa comoun sólido, aumentando la viscosidad.

Emulsificantes. Aunque losemulsificantes no sean verdaderosaditivos para el control de filtración,pueden reducir la filtración aumentandola intensidad de la emulsión si ésta no esestable. Los factores que indican lanecesidad de añadir más emulsificanteson una tendencia baja o decreciente enla Estabilidad Eléctrica (ES) y/o lapresencia de agua en el filtrado ATAPcaptado. Una emulsión suficientementeestable debería ser establecida antes detratar con aditivos para el control defiltración. Si un emulsificante requierecal para ser activado, se debe mantenerun excedente de cal en el lodo.

Agentes humectantes. Los sólidos(arcillas, sólidos perforados y materialdensificante) deben ser “humectados”por el líquido de base, si no tenderán asedimentarse, aumentando la viscosidady la pérdida de filtrado. Los agenteshumectantes y emulsificantes apropiadosdeben ser usados en concentracionessuficientes para mantener todos lossólidos adecuadamente “humectados”. Sila cantidad de agente humectantepresente no es suficiente, la adición deagente humectante reducirá laspropiedades reológicas. Las pruebaspiloto pueden determinar si se necesitaaumentar la cantidad de agentehumectante.

Viscosificadores. El viscosificadorprincipal en los lodos de emulsióninversa es la arcilla organofílica. Aunqueno se hidrate, esta arcilla reduce la tasade filtración al proporcionar un sólidocoloidal para formar un revoque básico.

Aditivos de control de filtración. Los

La mayoríade los fluidosbase aceite ysintético sonemulsiones.

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aditivos principales de control defiltración para los lodos de emulsióninversa son el asfalto, la gilsonita (asfaltonatural), el lignito tratado con aminas yotras resinas y polímeros especializados.Los materiales asfálticos suelenproporcionar un mejor control defiltración que el lignito tratado conaminas, a iguales concentraciones ytemperaturas. Algunos operadoresprohíben el uso de materiales asfálticospor temor a que perjudiquen lapermeabilidad de la formación. Losreglamentos ambientales locales y laspolíticas de M-I deberían serconsiderados antes de usar VERSATROL®

o cualquier otro material asfáltico enun lodo base sintético.

SALMUERAS DE REHABILITACIÓN YCOMPLETACIÓNLos términos “sin sólidos” y “clara” seusan frecuentemente para describir lassalmueras usadas para perforar en zonasproductivas, colocar filtros de grava ypara otras operaciones de completacióny rehabilitación. Ocasionalmente, se usacarbonato de calcio y sal degranulometría determinada (cloruro desodio) en estas salmueras para impedir lapérdida de circulación (fuga). Lo idealsería que estas salmueras no contenganningún sólido insoluble en ácido(arcillas, arena, barita, etc.). Lassalmueras de cloruro de sodio, cloruro decalcio, bromuro de sodio, bromuro decalcio, y a veces bromuro de cinc sonusadas para estas aplicaciones. Lassalmueras de bromuro de cinc no seusan mucho porque son corrosivas y

muy costosas.Las salmueras pueden aumentar la

densidad para el control del pozo sinintroducir sólidos que podrían producirdaños a la formación. La alta salinidadtambién inhibe el hinchamiento de lasarcillas de la formación. Aunque estassalmueras no sean tan dañinas a laformación como el agua dulce o el aguasalada, su pérdida debe ser controlada.Los aditivos de control de filtración paraestos sistemas se componengeneralmente de polímeros y agentespuenteantes. El polímero más usado parala viscosidad es la Hidroximetilcelulosa(HEC).

Los polímeros son usados para laviscosidad y el control de pérdida defiltrado. Los agentes puenteantes sonnecesarios para sellar las aberturas de laformación que son demasiado grandespara ser selladas por los polímeros. M-Isuministra moliendas grandes, medianasy finas de partículas de granulometríadeterminada de carbonato de calcio(mármol o caliza) para ser usadas comoagentes puenteantes. Los tamañosmedianos típicos de partículas para estosproductos son: grueso (104 micrones),mediano (43 micrones) y fino (13micrones). El tamaño medio de laspartículas para un agente puenteantedebería ser por lo menos igual a la mitaddel tamaño de la abertura de poro.Como los tamaños de molienda cubrenun rango más amplio que solamente lostamaños medianos de las partículas, laspartículas de gran tamaño seránsuficientes para iniciar la obturación.

Resumen

La pérdida de filtrado no debería serconsiderada como un valor absoluto.Más bien, debería ser consideradasimplemente como una indicación de laspropiedades de filtración del lodo en elpozo. Debido a que muchas variablesafectan las propiedades de filtración, esimposible pronosticar la pérdida real defluido a la formación a partir de laspruebas estáticas. Los registros de pozosde referencia son las mejoresherramientas para determinar el nivel decontrol de pérdida de filtrado requeridopara perforar un pozo determinado demanera segura y con éxito. Lasformaciones que no son sensibles al agua

pueden ser perforadas con un lodo quetiene una pérdida de filtrado API de 20cm3. En cambio, las lutitas sensibles alagua que se desprenden, se desmoronany se hidratan pueden requerir un lodocon una pérdida de filtrado API de 5 cm3

o menos. El ingeniero de lodos deberecomendar los cambios a realizar en elsistema de lodo para obtener resultadosaceptables de la perforación, en base alas condiciones para un pozodeterminado y los síntomas observados,i.e., pozo reducido, tendencias apegadura, lutita inestable, etc.

La experiencia obtenida en un áreaservirá como guía para determinar las

...“sin sólidos”y “clara” seusanfrecuentementepara describirlas salmuerasusadas paraperforar...

Los registros depozos dereferencia sonlas mejoresherramientasparadeterminar elnivel de controlde pérdida defiltradorequerido...


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especificaciones de pérdida de filtradopara un programa de lodo deperforación. Se debería hacer todo loposible para perforar con el nivel“correcto” de pérdida de filtrado – esdecir el nivel en que los problemas deperforación o producción pueden serevitados. Los filtrados que son inferioresa los necesarios aumentarán el costo dellodo y pueden reducir las velocidades deperforación. La filtración que esdemasiado alta causará condiciones depozo reducido, pegadura, lutitasdesmoronables y otros problemasmencionados anteriormente.

Cuando la profundidad del pozoaumenta, es necesario reducir la pérdidade filtrado para evitar problemas. Por lotanto, es común que se perfore el pozoinicial con un lodo que tiene unapérdida de filtrado de 20 cm3, luegoterminando el pozo con un lodo quetiene una pérdida de filtrado de 2 cm3. Esnecesario que el ingeniero de lodos sefamiliarice con los requisitos del áreadonde esté trabajando en lo que serefiere a la pérdida de filtrado. Las tasasde filtración aceptables variarán de unárea a otra y dependen de la formación,profundidad, presión diferencial,temperatura y tipo de lodo.

Una vez que se ha establecido el valor

deseado, se puede lograr el control depérdidas de fluido aplicando losprincipios descritos anteriormente. Enresumen, éstos son: minimizar lossólidos perforados, optimizar los sólidoscoloidales y usar el aditivo apropiado decontrol de filtración. Las Figuras 8 y 9,junto con la Tabla 2, pueden ser útilespara seleccionar un aditivo de pérdida defiltrado para una aplicacióndeterminada. La Tabla 2 muestra laeficacia de cada agente de control depérdida de filtrado en diferentes tipos desistema de lodo.

Antes de aplicar cualquiera de losagentes de control de pérdida de filtrado,considerar los siguientes factores:1. ¿Se puede usar en presencia de calcio?2. ¿Se puede usar en altas

concentraciones de sal?3. ¿Necesitará algún preservativo?4. ¿Funcionará a la temperatura

requerida?5. ¿Producirá algún cambio inaceptable

de la viscosidad?6. ¿Soportará al material densificante

con una cantidad mínima de sólidos?7. ¿Es económico para la operación en

particular?8. ¿Es el agente más eficaz bajo las

circunstancias consideradas?

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Concentración química (lb/bbl)

RESINEX®

MY-LO-JEL™

CM

C R

eg.

CMC T

éc.

SP-101®

POLY

PAC

®

Vis

cosi

dad

apar

ente

(cP

)

Figura 8: Viscosidad vs. concentración, aditivos de control de filtración.

35

30

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15

10

5

0

Cuando laprofundidaddel pozoaumenta, esnecesarioreducir lapérdida defiltrado paraevitarproblemas.



CAPÍTULO

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Muestra RESINEX® CMC CMC MY-LO-JEL™ SP-101® POLYPAC®

en blanco Reg. Téc.

Vis

cosi

dad

plás

tica

(cP

)Pu

nto

ced

ente

(lb

/100

pie

s2 )

Pérd

ida

de f

iltr

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(cm

3A

PI)

Figura 9: Propiedades de flujo y eficacia en varios tratamientos.

30

20

10

0

60

50

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30

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0

CMC CMCPOLY-SAL™ MY-LO-JEL™ (reg.) (LV) SP-101® RESINEX® POLYPAC® UL

Bajo pH lodo de agua dulce A A* E E E** A E

Alto pH lodo de agua dulce A E E E E** A E

Lodo de agua salada o agua salobre A A* E E NU E E

Lodo de agua saladasaturada E E A A NU NU B

Lodo tratado con cal E E B B NU E BLodo KCl E E* E E NU A ELodo yeso B A* E E NU E EE — Excelentes resultados NU — No usadoB — Buenos resultados * Se necesita preservativo A — Resultados aceptables ** El calcio soluble debería ser mantenido al nivel más bajo posible

Observación: Cuando se desea una pérdida de filtrado extremadamente baja, el almidón damejores resultados que la CMC. Cuando se desea obtener mejores calidades desuspensión, CMC o POLYPAC dará mejores resultados que el almidón o SP-101.Cuando concentraciones extremadamente altas de sales están presentes, el almidón,SP-101 o POLYPAC UL darán mejores resultados que la CMC.

Tabla 2: Eficacia de los agentes de pérdida de filtrado en varios lodos base agua.

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Viscosidad plástica

Punto cedente

Pérdida de filtrado

BaseMuestra en blancoRESINEX 6 lb/bblCMC Reg. 11⁄2 lb/bbl CMC Téc. 11⁄2 lb/bbl MY-LO-JEL 4 lb/bbl SP-101 11⁄2 lb/bbl POLYPAC 11⁄2 lb/bbl El lodo contiene aguasalada30 lb/bbl - M-I GEL®

40 lb/bbl - Sólidos perforados

Control de Sólidos

Control de Sólidos 8.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

8

Los tipos y las cantidades de sólidospresentes en los sistemas de lododeterminan la densidad del fluido, laviscosidad, los esfuerzos de gel, lacalidad del revoque y el control defiltración, así como otras propiedadesquímicas y mecánicas. Los sólidos y susvolúmenes también afectan los costosdel lodo y del pozo, incluyendofactores como la Velocidad dePenetración (ROP), la hidráulica, lastasas de dilución, el torque y el arrastre,las presiones de surgencia y pistoneo, lapegadura por presión diferencial, lapérdida de circulación, la estabilidaddel pozo, y el embolamiento de labarrena y del conjunto de fondo. A suvez, estos factores afectan la vida útil delas barrenas, bombas y otros equiposmecánicos.

Productos químicos, arcillas ymateriales densificantes son agregadosal lodo de perforación para lograr variaspropiedades deseables. Los sólidos

perforados, compuestos de rocas yarcillas de bajo rendimiento, seincorporan en el lodo. Estos sólidosafectan negativamente muchaspropiedades del lodo. Sin embargo,como no es posible eliminar todos lossólidos perforados – ya seamecánicamente o por otros medios –éstos deben ser considerados comocontaminantes constantes de unsistema de lodo.

La remoción de sólidos es uno de losmás importantes aspectos del controldel sistema de lodo, ya que tiene unimpacto directo sobre la eficacia de laperforación. El dinero invertido en elcontrol de sólidos y la solución deproblemas relacionados con los sólidosperforados representa una porciónimportante de los costos globales deperforación. El control de sólidos es unproblema constante – cada día, en cadapozo.

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Los tipos y lascantidades desólidospresentes enlos sistemasde lododeterminanla densidaddel fluido…

0 10 11 12 13 14 15 16 17 18Peso del lodo (lb/gal)

Rango recomendado – lodos de campo

Máximo de sólidos – agua y arcilla solamente

Mínimo de sólidos – agua y barita solamente

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Figura 1: Rango recomendado de sólidos en los lodos base agua

Introducción

Volu

men

de

sólid

os (%

)

Los sólidos del lodo de perforaciónpueden ser separados en dos categorías:Sólidos de Baja Gravedad Específica (LGS),con una Gravedad Específica (SG)comprendida en el rango de 2,3 a 2,8,y los Sólidos de Alta Gravedad Específica(HGS), con una SG de 4,2 o más. Losmateriales densificantes como la baritao la hematita componen la categoría deHGS y son usados para lograr

densidades superiores a 10,0 lb/gal(SG>1,2). Los sólidos perforados, lasarcillas y la mayoría de los demásaditivos de lodo están incluidos en lacategoría de LGS y son frecuentementelos únicos sólidos usados para obtenerdensidades de hasta 10,0 lb/gal(SG<1,2). La Figura 1 muestra el rangorecomendado de contenido total desólidos para los lodos base agua.

Fundamentos

Control de Sólidos CAPÍTULO

8


El control de sólidos se logra usandouno o varios de los métodos básicos deseparación de sólidos:• Sedimentación.• Zaranda.• Hidrociclones.• Centrífugas rotativas.

Los hidrociclones y las centrífugasusan la fuerza centrífuga para logrartasas de separación más altas que lasque se pueden obtener mediante lasedimentación gravitacional. Estosmétodos son similares a lasedimentación y están gobernadospor las leyes de la física. Si semantiene el lodo en circulación pararomper los esfuerzos de gel, entoncesla sedimentación de las partículas estágobernada por la ley de Stokes, la cuales:

gc Ds2 (ρs – ρL)

Vs = 46,3 µDonde: Vs = Velocidad de caída o

sedimentación (pie/seg.)gc = Constante de gravedad

(pie/seg.2)Ds = Diámetro del sólido (pie)ρs = Densidad del sólido

(lb/pie3)ρL = Densidad del líquido

(lb/pie3)µ = Viscosidad del líquido (cP)

Esta ecuación es una representaciónmatemática de los hechos que seobservan comúnmente; i.e., cuantomás grande sea la diferencia entre ladensidad del sólido y la densidad dellíquido (ρs – ρL), más rápida será lasedimentación del sólido; cuanto másgrande sea una partícula (DS), másrápida será su sedimentación; ycuanto más baja sea la viscosidad dellíquido (µ), más rápida será lavelocidad de sedimentación. Además,si se puede aumentar mecánicamentela fuerza que actúa sobre las partículas(gC), la velocidad de sedimentaciónaumentará proporcionalmente. Paraun movimiento centrífugo como elque se observa en los hidrociclones ylas centrífugas, la fuerza de separaciónes proporcional al diámetro delmovimiento circular, multiplicado por

el cuadrado de la velocidad rotacional(RPM), multiplicado por la masa de lapartícula.

Las observaciones realizadas en elcampo verifican que la baja viscosidaddel lodo, sumada a un caudal bajo dellodo, favorecen la sedimentación delos sólidos más grandes y más pesados.Por lo tanto, la remoción de la arena yde los recortes mediante lasedimentación o la fuerza centrífugaresulta práctica y beneficiosa. Sinembargo, si el lodo contiene barita,ésta también puede sedimentarse. Laúnica manera de que todos losrecortes puedan ser separados de todala barita sería que todos los recortesfuesen del mismo tamaño y que todala barita tenga un tamaño y una masatotalmente diferentes. La ley de Stokesdemuestra que partículas de diferentesdensidades y tamaños, con masasidénticas (densidad multiplicada por elvolumen), tienen exactamente lamisma velocidad de sedimentación.Por ejemplo, una partícula de arena olutita (SG 2,6) que esaproximadamente 1 1/2 veces másgrande que una partícula determinadade barita (SG 4,2) se sedimentará máso menos a la misma velocidad (1 1/2 x2,6 = 3,9), dondequiera que estéubicada – tanque de asentamiento,hidrociclón o centrífuga. Desde elpunto de vista de la separación desólidos, sería imposible separar unapartícula de lutita de 60 micrones deuna partícula de barita de 40 micronesutilizando las técnicas desedimentación.

Los hidrociclones y/o las centrífugasno son perfectos en lo que se refiere ala separación de los sólidos nodeseados del lodo. Sin embargo, lasventajas ofrecidas por estos equiposcompensan ampliamente suslimitaciones. Cada equipo de controlde sólidos está diseñado para eliminaruna cantidad suficiente de sólidos demanera que se pueda mantener unnivel controlable de sólidosperforados. Es importante usar lacombinación correcta de equipos parauna situación determinada, yasegurarse que éstos funcionen y esténconfigurados de la manera correcta.

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Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

Figura 2: Clasificación de los tamaños de partículas.

Coloidal0 2 74 2.000

Barita comercial

1 µ

15 37 45 75 150

180

250

300

420

595

841

2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 910 µ 100 µ 1.000 µ (1mm) 10.000 µ

(1cm)

Arena

Zaranda

Hidrociclones

Centrífuga decantadora

Limo Grava

µ

Malla

2,000

400

325

200

100 80 60 50 40 30 20 10

Esimportanteentender lamanera enque lostamaños delaspartículas...seclasifican…

Es importante entender la manera enque los tamaños de las partículascontenidas en el lodo de perforaciónse clasifican y los tipos de sólidos quecorresponden a cada categoría. Laspartículas del lodo de perforaciónpueden variar de arcillas muypequeñas (menos de 1/25.400 depulgada) a recortes muy grandes (másde una pulgada). Debido a laspartículas extremadamente pequeñas,los tamaños están indicados enmicrones. Un micrón es unamillonésima de metro (1/1.000.000 ó1 x 10-6 m). Por lo tanto, 1 pulgada esigual a 25.400 micrones.

Los sólidos del fluido de perforaciónestán clasificados en las siguientescategorías, de conformidad con sutamaño:

La Tabla 1 y las Figuras 2 y 3relacionan los tamaños de laspartículas con términos familiares,ejemplos típicos, mallas equivalentes,y con los equipos de control desólidos que eliminarán partículas que

tienen un tamaño determinado. Lamalla es importante porque determinael tamaño de separación para laszarandas. La Figura 3 es un dibujoampliado para mostrar los tamaños demalla que aumentan de malla 20 a325 y el tamaño equivalente departícula (en micrones) que pasará através de cada malla. Se usa una malla200 para la Prueba de Arena de API,en la cual todas las partículas que nopasan a través de la malla (>74micrones) están clasificadas comoarena. El noventa y siete por ciento delas baritas de buena calidad (<74micrones) pasarán a través de lasmallas 200 y el 95% pasarán a travésde las mallas 325 (<44 micrones). Porlo tanto, la mayoría de las baritasestán clasificadas en la mismacategoría de tamaño que el limo. Lasarcillas de alta calidad, como el M-IGEL® están incluidas en el rango departículas coloidales, i.e., 2 micrones omenos.

Clasificación de los Tamaños de Partículas

Tabla 1: Clasificación de los sólidos de acuerdo al tamaño

Categoría Tamaño EjemploColoidal 2 µ o menos Bentonita, arcillas y sólidos perforados

ultrafinosLimo 2 – 74 µ Barita, limo y sólidos perforados finos

(< malla 200)Arena 74 – 2,000 µ Arena y sólidos perforados

(malla 200 – 10)Grava Más de 2.000 µ Sólidos perforados, grava y cantos rodados

(>malla 10)


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La agrupación de los sólidos en baseal tamaño no toma en cuenta lacomposición física del material que seestá midiendo, aunque se usen lostérminos “limo” y “arena”. Porejemplo, las partículas de tamaño delimo pueden incluir partículas de lutita,arena fina, carbonatos finos y barita.Las partículas de tamaño de arenapueden incluir partículas de arena,lutita, carbonatos, recortes y materialesde pérdida de circulación, agentespuenteantes y barita gruesa. Los sólidoscoloidales incluyen la bentonita y otrasarcillas; sólidos perforados muy finos(lutita, arena y carbonatos); y baritafina.

En general, el término “arcilla” se usapara describir los minerales arcillososmolidos de alta calidad, como labentonita de Wyoming, que sonagregados para aumentar la viscosidaddel lodo y mejorar el revoque. Sinembargo, los recortes, la barita y otrossólidos también aumentan laviscosidad, especialmente si el tamañode las partículas se degrada dentro delrango de tamaños coloidales. La Figura

4 ilustra la manera en que el tamaño delas partículas afecta el área superficialpara un sólido de volumendeterminado. Si un sólido perforadooriginal fuera un cubo de 40 micrones,su área superficial sería de 9.600micrones cuadrados. Si se permite queeste cubo de 40 micrones se degrade encubos individuales de 1 micrón, elnúmero de partículas será 64.000 y elárea superficial aumentará a 384.000micrones cuadrados, es decir 40 veces elvalor original. El volumen de sólidosperforados no cambió durante estadegradación del tamaño de laspartículas. Se debe tener en cuenta queel espesor de una sola laminilla dearcilla sólo es de 10 angstroms. Unangstrom es igual a 1/10.000 microneso 1 x 10-10 m. Si se permite que el cubode 40 micrones se degrade en seccionesde espesor de laminilla de arcilla de 40micrones por 40 micrones, el númerode partículas sólo será 40.000; sinembargo, el área superficial aumentará a128.006.400 micrones cuadrados, o13.334 veces el área superficial original.

…el término“arcilla” seusa paradescribir losmineralesarcillososmolidos dealtacalidad…

Figura 3: Tamaños de malla vs. micrones de abertura.

Tam

año

de m

alla

44 74 140 177 234 279 381 516 864105 Tamaño de abertura equivalente (µ)

864µ

516µ

381µ

279µ

234µ

177µ

140µ105µ

74µ44µ

20

30

40

50

60

80

100

150

200325

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

En un lodo de perforación, laviscosidad aumenta proporcionalmenteal área superficial de los sólidos. El áreasuperficial de todos los sólidos debeestar humectada. A medida que lacantidad de líquido disminuye debidoal aumento del área superficial, laviscosidad del fluido aumenta y laeficiencia disminuye. Los sólidos

coloidales producen la mayoría de laviscosidad en los lodos de perforación,debido a este aumento del áreasuperficial. Por este motivo, el volumende los sólidos coloidales contenidos enel lodo de perforación debe sercontrolado por razones de economía yeficacia.

Métodos de Separación de Sólidos

Sólido perforado original1 cubo de 40-µÁrea superficial = 9.600 µ2

Partido por lamitad de cada lado

Nuevamente partido porla mitad de cada lado

8 cubos de 20-µÁrea superficial = 19.200 µ2

40µ40µ

40µ

Si se degrada en cubosde 1-µ

64 cubos de 10-µÁrea superficial = 38.400 µ2

64.000 cubos de 1-µÁrea superficial = 384.000 µ2

(40 veces el valor original)

Figura 4: Efecto del tamaño de las partículas sobre el área superficial._ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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TANQUE DE ASENTAMIENTO O TRAMPA DEARENALos tanques de asentamiento casinunca son usados en las operacionesmodernas de perforación; sin embargo,pueden ser usados de vez en cuando. Laproporción de sólidos que se depositanen los tanques de asentamiento o lastrampas de arena depende de: (1) eltamaño, la forma y la gravedadespecífica de las partículas; (2) ladensidad del fluido de perforación; (3)la viscosidad del fluido de perforación;(4) el tipo de régimen de flujo delfluido; y (5) el tiempo de estancia en eltanque.

De acuerdo con la ley de Stokes, lasedimentación eficaz de los sólidos sólopuede lograrse cuando el fluido tieneun flujo laminar. Las velocidades desedimentación pueden ser aumentadas

usando bajas viscosidades y bajosesfuerzos de gel. Bajo condiciones deflujo tapón o flujo turbulento, lasedimentación de sólidos es mínima, yaque sólo las partículas muy grandestienden a sedimentarse. En un equipode perforación con zarandas decapacidad inferior, una trampa de arenao un tanque de asentamiento eliminaráalgunos de estos sólidos perforados degran tamaño. La mayoría de laszarandas modernas eliminarán lossólidos de tamaño de arena y másgrandes sin necesitar el uso de trampasde arena y/o tanques de asentamiento.

La capacidad del equipo de control desólidos es determinada por el volumende lodo que éste puede procesar y lacantidad y el tamaño de los sólidos quepuede eliminar. Ningunos de losequipos de control de sólidos usados en


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la perforación podrá eliminar el 100%de los sólidos generados. Para compararla eficiencia de los equipos de controlde sólidos, se usa una clasificación delos tamaños de partículas basada en elpunto de corte. El punto de corte serefiere a la combinación de un tamañomicrométrico con el porcentaje deltamaño de partículas que se elimina.Las designaciones de punto de cortedeberían incluir el porcentaje deltamaño indicado que se elimina. Lospuntos de corte siempre deben estarindicados por la letra “D”, con unsubíndice que indique el porcentajeeliminado. Sin este porcentaje, seráimposible comparar dos tamaños depunto de corte. Un punto de corte D50de 40 micrones significa que 50% de laspartículas de 40 micrones han sidoeliminadas y que 50% permanecen enel sistema de lodo.

ZARANDASLos dispositivos de control de sólidosmás importantes son las zarandas, lascuales son mallas vibratoriasseparadoras usadas para eliminar losrecortes del lodo (ver la Figura 5). Comoprimera etapa de la cadena de limpieza

de lodo/remoción de sólidos, laszarandas constituyen la primera líneade defensa contra la acumulación desólidos. Las zarandas se diferencian delos otros equipos de eliminación desólidos en que producen un corte deprácticamente 100% (D100) al tamañode abertura de la malla. Como semuestra en la Figura 3, una zaranda demalla 200 cuadrada eliminará 100% delos sólidos más grandes que 74micrones, lo cual elimina la necesidadde usar un desarenador. En cambio, lasmallas de zaranda tipo sandwich, loshidrociclones y las centrífugas que seusan actualmente, tienen eficiencias deremoción variables para diferentestamaños de partículas, y se les sueleatribuir una clasificación D (descritamás adelante) para el tamaño departícula que se desea eliminar.

Muchos problemas potencialespueden ser evitados observando yajustando las zarandas para lograr laeficiencia máxima de remoción en basea la capacidad de manejo. El uso demallas con los entramados más finospara eliminar la mayor cantidadposible de sólidos durante la primeracirculación del pozo constituye el

Figura 5: Zaranda lineal ajustable.

Caja de recibo

Compuertas reguladoras de flujo

Lodo y recortes

Ensamblaje vibrador

Descarga de recortesEl lodo regresa a los tanques

Línea de flujoLodo y recortes

El lodo fluye através de la mallahacia la cuenca decaptación

Losdispositivosde control desólidos másimportantesson laszarandas…

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

método más eficaz de control desólidos. Esto impide que los sólidos seancirculados de nuevo y que su tamaño sedegrade tanto que no puedan sereliminados. Las zarandas puedeneliminar hasta 90% de los sólidosgenerados. A menos que las zarandasestén funcionando correctamente ytengan mallas con los entramados máspequeños posibles, todos los demásequipos estarán sujetos a sobrecargas y auna operación ineficaz (ver Pautas parala Operación Apropiada de las Zarandas,página 8.23). Las zarandas no puedeneliminar los sólidos que tienen tamañosde limo y coloidales, por lo tantoresulta necesario usar la dilución y otrosequipos para controlar los sólidosperforados ultrafinos.

Actualmente se usan tres tiposbásicos de zarandas. Éstos son:• La zaranda de movimiento circular,

la cual es un tipo de zaranda másantigua en el mercado y producegeneralmente la fuerza centrífuga, ofuerza G, más baja.

• La zaranda de movimiento elíptico,la cual es una versión modificada dela zaranda de movimiento circular, enla cual se levanta el centro degravedad por encima de la cubierta yse usan contrapesos para producir unmovimiento “oviforme” cuyaintensidad y desplazamiento verticalvarían a medida que los sólidos bajanpor la cubierta.

• La zaranda de movimiento lineal, lacual utiliza dos motores demovimiento circular montados en lamisma cubierta. Los motores estánconfigurados para rotacionescontrarias para producir una fuerza Gdescendente y una fuerza Gascendente cuando las rotaciones soncomplementarias, pero ningunafuerza G cuando las rotaciones soncontrarias. La fuerza G de la mayoríade las zarandas de movimiento linealvaría aproximadamente de 3 a 6. Cada zaranda ofrece ciertas ventajasde diseño: La zaranda de movimiento circular

tiene una baja fuerza G y produce untransporte rápido. Este diseño es eficazcon los sólidos pegajosos de tipoarcilloso, al reducir el impacto que estossólidos tienen sobre la superficie de lamalla. Esta zaranda tiene una baja

capacidad para secar los recortes; por lotanto, los recortes descargados songeneralmente húmedos.

La zaranda de movimiento elípticotiene una fuerza G moderadamente altay un transporte lento en comparacióncon los tipos circulares o lineales. Estazaranda produce el mayor secado, y porlo tanto se puede usar en lododensificado o como limpiador de lodopara secar el flujo que sale por abajo deun deslimador.

La zaranda de movimiento lineal es lamás versátil, produciendo una fuerza Gbastante alta y un transportepotencialmente rápido, según lavelocidad rotacional, el ángulo de lacubierta y la posición de la mallavibratoria.

Varios tipos diferentes de zarandaspueden ser combinados “en cascada”para producir la mejor eficiencia deremoción de sólidos. Las zarandas demovimiento circular a veces son usadascomo zarandas “de separaciónpreliminar” (“scalping shakers”) paraeliminar los grandes sólidos pegajosos.Luego el fluido pasa por una zarandaelíptica o lineal que produce una fuerzaG más alta para eliminar los sólidos másfinos. Esta combinación maximiza laremoción, permitiendo el uso de mallascon entramados más finos de lo normalen las zarandas secundarias.

El flujo de lodo debería extenderse lomás posible sobre la superficie de lamalla mediante el uso de lascompuertas reguladoras de laalimentación ubicadas entre la caja derecibo (tanque de transición entre lalínea de flujo y la zaranda – ver laFigura 5) y la superficie de la malla. Loideal sería que el lodo se extendierahasta 1 pie del borde de las mallas. Porencima de todo, las mallas rotas odañadas deben ser reemplazadasinmediatamente. En el caso de laszarandas que están diseñadas con unapendiente negativa, la cual forma uncharco de lodo delante de la caja derecibo, cuidarse del riesgo de contraflujode lodo por detrás del charco de lodo,así como de la posibilidad de que lasmallas cubiertas por el charco de lodotengan agujeros o rasgaduras.

Ocasionalmente, los recortes puedenser del mismo tamaño que las aberturasde la malla y pueden bloquearse dentrode éstas. Esto es conocido como el

Actualmentese usan trestipos básicosde zarandas.


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taponamiento de la malla. Resultará enla reducción de la capacidad de la mallay la pérdida del lodo entero. Paracorregir este problema, reemplazar conuna malla más fina. La malla más finadebería impedir que los recortesobturen las aberturas, de manera quepuedan ser transportados hasta el finalde la zaranda y separados del sistema delodo.

MALLAS DE ZARANDAUna zaranda sólo es tan buena como eltamaño del entramado y la calidad desu malla. Actualmente hay muchostipos de mallas disponibles, cuyosrendimientos son variables. Porejemplo, una malla “cuadrada” demalla 100 elimina 100% de laspartículas más grandes que 140micrones, mientras que una malla con“entramado en sandwich” de malla 100de alto caudal elimina 95% de laspartículas más grandes que 208micrones. El rendimiento de esta mallacon entramado en sandwich esaproximadamente igual al rendimientode una malla “cuadrada” solamente demalla 70. La selección de la malla sebasa frecuentemente en la experienciaanterior, la cual debería ser combinadacon el conocimiento de las diferentesmallas y sus diferencias de diseño ycapacidad.

Algunos términos generales usadospara describir las mallas de las zarandasincluyen:

Malla: El número de aberturas porpulgada lineal. Por ejemplo, una malla“cuadrada” de malla 30 x 30 tiene 30aberturas a lo largo de una línea de 1pulgada en ambas direcciones. Unamalla “oblonga” (abertura rectangular)de malla 70 x 30 tendrá 70 aberturas alo largo de una línea de 1 pulgada enuna dirección, y 30 aberturas en unalínea perpendicular de 1 pulgada. Segúnel fabricante, el tamaño del alambre y eltejido, esta malla de malla 70 x 30 sepuede describir como: (1) una malla“oblonga” o “rectangular” de malla 70,(2) una malla “oblonga 80” paraclasificar la abertura rectangular eficazen términos de cuadrado equivalente, oposiblemente (3) una malla de malla100. Procurar no usar lasdesignaciones de mallas paracomparar los tipos de mallas. Ademásdel número de mallas, se usan varios

tamaños de alambre y patrones detejido que afectan el tamaño de laabertura y el caudal para un tamaño demalla en particular. Cada una de lasmallas cuadradas, con mallas ensandwich, oblongas y empernadas demalla 100 elimina diferentes tamañosde partículas.

Eficiencia de separación o “puntode corte”: Ya no es suficiente conocer elpunto de corte D50 de una malla,porque muchos tipos modernos demallas no producen un corte de 100%.Un punto de corte D50 representa eltamaño de partícula, cuando 50% de laspartículas de este tamaño soneliminadas por el dispositivo de controlde sólidos. El subíndice D se refiere alporcentaje eliminado, de manera queen un corte de D16, 16% de laspartículas que tienen el tamañomicrométrico indicado son eliminadas,y D84 representa el tamañomicrométrico para el cual 84% de lossólidos son eliminados. Estos tamañosD son determinados a partir de lagranulometría (distribución del tamañode las partículas) del líquido alimentadoy de la descarga de sólidos. Lacombinación del punto de corte D50 dela malla con la relación D84/D16proporciona una idea más completa dela eficiencia de separación. La relaciónD84/D16 indica la exactitud o “agudeza”del punto de corte – donde se eliminantodos los sólidos hasta un tamañodeterminado, pero no se eliminaninguna de las partículas máspequeñas. Una malla de entramadocuadrado de calidad comercial realizaun punto de corte preciso de casi 100%al tamaño de abertura de la malla, y losvalores de D50, D84 y D16 son delmismo tamaño micrométrico que laabertura de la malla. Por lo tanto, larelación D84/D16 es de 1,0 para lasmallas cuadradas de calidad comercial.Se prefiere tener mallas con unarelación D84/D16 próxima de 1,0; losvalores superiores a 1,5 no sondeseables. Se aplica la misma relaciónde tipo D a los hidrociclones y a lascentrífugas, donde la relación puede serbastante alta, indicando un punto decorte impreciso (ver la Figura 8).

Área abierta: El área no ocupada porlos alambres. Una malla 80 con un áreaabierta de 46% manejará un volumende lodo más grande que una malla 80

…tamaños Dsondeterminadosa partir de lagranulometría(distribucióndel tamaño delas partículas)del líquidoalimentado yde la descargade sólidos.

Una zarandasólo es tanbuena comoel tamañodelentramado yla calidad desu malla.

que tiene un área abierta de 33%. En loque se refiere al área abierta, se debeconsiderar si una malla es plana otridimensional (tal como una mallacorrugada) y la proporción de dichaárea que está efectivamente procesandoel fluido. Las mallas corrugadas otridimensionales, en las cuales una granporción del área de la malla siempreestá expuesta encima del fluido, nocontribuyen realmente alprocesamiento del fluido.

Conductancia: La capacidad decaudal o permeabilidad relativa porespesor unitario de una malla (segúnAPI RP13E). Esto se modela deconformidad con la ley de Darcy.Distintos fabricantes usan diferentesunidades de conductancia, como el

kilodarcy/cm (kD/cm) o kD/mm, peroresulta útil considerar estos valores enrelación con galones por minuto (gpm)por pie cuadrado de malla. Este númeroes especialmente útil para determinar lamalla que se debe usar en base a lacobertura de flujo del área disponible dela malla. Por ejemplo, si un sistema delodo en particular tiene una coberturade flujo de 33% para una malla conentramado en sandwich de malla 50que tiene una conductancia de 6,1, y sedesea obtener una cobertura de 66%, sedebería usar una malla con entramadoen sandwich más fina de malla 110 conuna conductancia de 2,94 (66% =̃ 33%x (6.1/2.94)).

Aunque una malla con un tamaño demalla determinado sea preferida oespecificada por un operador, se debetener en cuenta que los diferentes tiposde mallas y las diferencias entre losfabricantes causarán diferentes nivelesde rendimiento en mallas que han sidodesignadas con el mismo tamaño demalla. La selección del tamaño de lamalla depende de las condicionesobservadas en el sitio. Si el volumen defluido que está circulando excede lacapacidad de las mallas (i.e., pérdida delodo sobre las mallas), o si la coberturade flujo de las mallas es inferior a ladeseada, entonces se debería usar otrotamaño de malla.

Las Tablas 2 a 13 enumeran losvalores de mallas de zarandas paratamices estándar equivalentes, mallascomerciales de mallas cuadradas y lastres series más comunes de mallas devarios fabricantes de zarandas.

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

Tabla 3: Tejido de calidad comercial de mallas cuadradas.

Designación de Tamiz Estándar Punto de Corte (µ) Área Abierta la Malla Equivalente (malla) D100 (%)

16 X 16 27 1.130 50,7

20 X 20 28 864 46,2

30 X 30 41 516 37,1

40 X 40 43 381 36,0

50 X 50 54 279 30,3

60 X 60 64 234 30,5

80 X 80 80 177 31,4

100 X 100 108 140 30,3

120 X 120 128 117 30,5

150 X 150 140 105 37,9

200 X 200 200 74 33,6

250 X 250 234 61 36,0

325 X 325 325 44 30,5

400 X 400 400 37 36,0

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Tamiz Punto de Tamiz Punto de estándar corte estándar corte

equivalente (µ) equivalente (µ)(malla) D100 (malla) D100

3,5 5.660 40 420

4 4.760 45 350

5 4.000 50 297

6 3.360 60 250

7 2.830 70 210

8 2.380 80 177

10 2.000 100 149

12 1.680 120 125

14 1.410 140 105

16 1.190 170 88

18 1.000 200 74

20 840 230 62

25 710 270 53

30 590 325 44

35 500 400 37

Tabla 2: Tamices estándar equivalentes .


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Tabla 6: Mallas Advanced DX para zarandas ALS de Swaco.

Designación Tamiz Equivalente Punto de Corte (µ) Conductanciade la Malla (malla) D50 D16 D84 (kD/mm)

DX 50 47 324 234 390 6,77

DX 70 64 234 171 274 4,73

DX 84 79 181 131 223 3,65

DX 110 99 151 107 185 3,00

DX 140 127 118 86 143 2,33

DX 175 158 95 66 113 1,87

DX 210 185 81 57 100 1,67

DX 250 205 72 51 85 1,49

Tabla 7: Mallas Derrick PWP DX.


PWP DX 50 48 318 231 389 6,10

PWP DX 70 58 220 158 269 4,18

PWP DX 84 78 181 127 218 3,53

PWP DX 110 100 149 105 184 2,93

PWP DX 140 125 120 86 143 2,29

PWP DX 175 156 96 70 118 1,77

PWP DX 210 174 86 60 104 1,59

PWP DX 250 213 69 49 84 1,39

Tabla 5: Mallas de XL (Southwestern) para zarandas ALS de Swaco.


XL 50 48 320 234 380 6,17

XL 70 73 200 150 241 3,76

XL 84 86 169 119 200 3,44

XL 110 97 153 107 182 2,75

XL 140 118 127 91 153 2,14

XL 175 152 98 70 117 1,78

XL 210 174 86 60 106 1,63

XL 250 215 68 48 82 1,21

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Tabla 4: Mallas de Swaco para zarandas ALS.


ALS 50 48 320 234 380 6,17

ALS 70 73 200 150 241 3,76

ALS 84 86 169 119 200 3,44

ALS 110 97 153 107 182 2,75

ALS 140 118 127 91 153 2,14

ALS 175 152 98 70 117 1,78

ALS 210 174 86 60 106 1,63

ALS 250 215 68 48 82 1,21

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

Tabla 8: Mallas Derrick PWP HP.


PWP HP 45 44 362 283 388 9,51

PWP HP 50 50 299 234 313 8,20

PWP HP 60 57 263 207 278 6,78

PWP HP 70 71 208 158 221 4,81

PWP HP 80 77 186 145 192 3,93

PWP HP 100 105 143 113 154 3,20

PWP HP 125 121 124 100 133 2,59

PWP HP 140 147 101 79 113 2,24

PWP HP 180 168 89 57 94 1,82

PWP HP 200 203 76 60 82 1,59

PWP HP 230 230 62 52 72 1,31

PWP HP 265 261 55 44 59 0,97

PWP HP 310 300 48 38 53 0,85

PWP HP 460 357 41 31 47 0,60

Tabla 9: Mallas Derrick PMD DX.


PMD DX 50 48 318 231 389 6,10

PMD DX 70 58 220 158 269 4,18

PMD DX 84 78 181 127 218 3,53

PMD DX 110 100 149 105 184 2,93

PMD DX 140 125 120 86 143 2,29

PMD DX 175 156 96 70 118 1,77

PMD DX 210 174 86 60 104 1,59

PMD DX 250 213 69 49 84 1,39

Tabla 10: Mallas Derrick PMD HP.


PWP HP 45 44 362 283 388 9,51

PWP HP 50 50 299 234 313 8,20

PWP HP 60 57 263 207 278 6,78

PWP HP 70 71 208 158 221 4,81

PWP HP 80 77 186 145 192 3,93

PWP HP 100 105 143 113 154 3,20

PWP HP 125 121 124 100 133 2,59

PWP HP 140 147 101 79 113 2,24

PWP HP 180 168 89 57 94 1,82

PWP HP 200 203 76 60 82 1,59

PWP HP 230 230 62 52 72 1,31

PWP HP 265 261 55 44 59 0,97

PWP HP 310 300 48 38 53 0,85

PWP HP 460 357 41 31 47 0,60

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Tabla 12: Mallas de Southwestern (repuesto de TBC) para Thule VSM 100


52 49 311 222 344 4,65

84 70 212 N/A N/A 3,25

105 95 156 130 161 2,48

120 106 142 118 146 2,26

140 122 123 118 126 1,87

165 133 112 108 115 1,72

200 168 89 86 92 1,41

230 193 75 73 77 1,23

Tabla 13: Mallas BHX (blue hex) para zarandas lineales Brandt ATL.


BHX 24 20 884 872 898 15,40

BHX 38 31 579 567 588 14,70

BHX 50 44 360 255 410 12,20

BHX 70 69 215 141 280 5,30

BHX 84 81 176 123 230 4,50

BHX 110 100 149 103 190 3,40

BHX 140 104 144 102 170 3,80

BHX 175 144 103 71 133 1,90

BHX 210 170 88 63 106 1,70

BHX 250 228 63 43 80 1,40

BHX 275 252 57 42 68 1,20

BHX 325 319 45 35 51 0,98

BHX 370 336 43 32 49 0,50

BHX 425 368 40 33 42 0,61

BHX 4750 N/A 28 21 32 0,15

Tabla 11: Mallas Thule TBC para zarandas VSM 100.


TBC 52 49 311 222 344 3,99

TBC 84 70 212 N/A N/A 3,08

TBC 105 95 156 130 161 2,38

TBC 120 106 142 118 146 2,18

TBC 140 122 123 118 126 1,81

TBC 165 133 112 108 115 1,67

TBC 200 168 89 86 92 1,37

TBC 230 193 75 73 77 1,20

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Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

CLASIFICACIÓN HÚMEDALa clasificación húmeda es la separaciónde los sólidos de una lechada según lamasa de las partículas (tamaño ydensidad), por otros medios que lazaranda. Todos los clasificadoreshúmedos separan los sólidos en base alas variables descritas en la ley deStokes. Varios factores rigen laclasificación húmeda:1. Las partículas más gruesas tienen una

velocidad de sedimentación másrápida que las partículas finas quetienen la misma gravedad específica.

2. Los sólidos de alta gravedadespecífica tienen una velocidad desedimentación más rápida que lossólidos de baja gravedad específicaque tienen el mismo tamaño.

3. La velocidad de sedimentacióndisminuye progresivamente a medidaque la viscosidad y/o densidad dellodo aumenta.Observación: Las centrífugas usan

frecuentemente la dilución líquida parareducir la viscosidad de manera que laspartículas de pequeño tamaño puedanser eliminadas. Sin embargo, dos puntosdeben ser considerados:a) Hay un punto de “dilución crítica”

en que la reducción de la viscosidado densidad mediante la dilución dejade ser beneficiosa para la separacióneficaz.

b) En cambio, si no se usa suficientedilución, no se puede lograr el puntode corte deseado y la separacióneficaz.

Los clasificadores de sólidos húmedosmás usados para la remoción de sólidosde los lodos de perforación son loshidrociclones y las centrífugas. Como semencionó anteriormente, estosdispositivos funcionan de acuerdo conla ley de Stokes en lo que se refiere a ladensidad, la viscosidad y la fuerza G.Aumentan las velocidades desedimentación y procesamiento alaumentar la fuerza G que actúa sobrelas partículas sólidas. La fuerza G queactúa sobre un sólido es proporcional al(diámetro del movimiento circular) x(cuadrado de la velocidad rotacional[RPM]) x (masa de la partícula).

Las bombas entregan el lodo a losclasificadores húmedos, pero lasbombas centrífugas son especialmente

ineficaces en lo que se refiere a ladegradación del tamaño de los sólidos,lo cual agrava el problema relacionadocon el control de los sólidos coloidales.Por este motivo, las bombas centrífugasque están en operación para las tolvasmezcladoras y los hidrociclonesdeberían ser apagadas cuando no sonnecesarias. Como las centrífugasprocesan un volumen más pequeño, esposible usar bombas de desplazamientopositivo, las cuales no causan tantadegradación del tamaño de laspartículas como las bombas centrífugas.

La Figura 6 ilustra un hidrociclón.Este dispositivo no tiene piezas móviles.Cuando el líquido de una bombacentrífuga entra en la tangente exteriordel cono con forma de embudo, laforma le imparte un movimientovorticoso circular al fluido, de ese modoaumentando la fuerza centrífuga paraseparar las partículas de mayor masa, auna velocidad de procesamiento alta. Eldiseño del hidrociclón obliga a lossólidos de alta masa a ser descargadospor el fondo abierto, mientras que lamayor parte del líquido procesado fluyede nuevo hacia arriba, a través del“buscador de vértice” en la partesuperior, para ser retenido. Aunque seadifícil lograr un punto de corte precisocon los hidrociclones, estos dispositivosson simples, resistentes y de operaciónecónomica, y tienen una alta velocidadde procesamiento volumétrico.

Las centrífugas usadas en los serviciosdel campo petrolífero son generalmentecentrífugas del tipo decantador, como laque está ilustrada en la Figura 11. Éstasson centrífugas rotativas de altavelocidad que pueden desarrollar unafuerza de separación de 600 à 800 omás “Gs”. Su diseño mecánico y sucapacidad de lograr fuerzas centrífugasbien superiores a 500 Gs les permitendar un tamaño de corte de partículasrelativamente preciso. Uno de losinconvenientes de la mayoría de lascentrífugas decantadoras es que tienenvelocidades de procesamientovolumétrico relativamente bajas (<40gpm), ya que sólo una pequeña porcióndel volumen en circulación puede serprocesado por una sola unidad.

Al analizar la Figura 2, es fácil decomprender la razón por la cual no espráctico desarenar o deslimizar los lodosdensificados que contienen barita. La

Laclasificaciónhúmeda es laseparaciónde los sólidosde unalechada…

…clasificadoresde sólidoshúmedos...funcionan deacuerdo con laley de Stokes enlo que se refierea la densidad,la viscosidad yla fuerza G.


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barita es un material de tamaño delimo; por lo tanto, los deslimadores odesarenadores descargarán grandesvolúmenes de este material valioso. Paralos desarenadores, el corte medio (segúnel tamaño del hidrociclón) debería estarcomprendido en el rango de 45 a 74micrones, mientras que losdeslimadores pueden tener un corte de15 a 34 micrones. Como el tamañomedio de las partículas para la baritaestá frecuentemente comprendido en elrango de 15 a 30 micrones, una grancantidad de barita sería descargada conel limo o la arena.

Nótese que las centrífugas o losmicrociclones (hidrociclones de altapresión de pequeño diámetro)recuperadores de barita – con un cortede 7 a 9 micrones D50 – proporcionaránuna recuperación eficaz de la barita. Sinembargo, a menos que sean usadosconjuntamente con otros equipos deremoción de sólidos seleccionados y degranulometría determinada

correctamente, algunas cantidadesindeseables de limo o arena pueden serdevueltas al sistema activo.

HIDROCICLONESLa Figura 6 es un esquema en corte de

un hidrociclón o separador centrífugotipo “ciclón”. Una bomba centrífugasuministra un alto volumen de lodo através de una abertura tangencial en elgran extremo del hidrociclónembudado. Cuando se usa la cabezahidrostática (presión) apropiada, estoproduce el movimiento vorticoso delfluido, parecido al movimiento de unatromba de agua, un tornado o unciclón, expulsando los sólidos húmedosde mayor masa por el fondo abierto ydevolviendo el líquido a través de laparte superior del hidrociclón. Por lotanto, todos los hidrociclonesfuncionan de manera similar, que seusen como desarenadores, deslimadoreso eyectores de arcilla.

La cabeza hidrostática está relacionadacon la presión de la siguiente manera:Cabeza hidrostática (pies) = Presión(psi)/[0,52 x peso del lodo (lb/gal)]

Muchos hidrociclones (consultar elfabricante) están diseñados paraaproximadamente 75 pies de cabezahidrostática en el múltiple de admisión.Como el peso del lodo es un factor enla ecuación que antecede, la presiónrequerida para producir la cabezahidrostática apropiada varía con el pesodel lodo. La cabeza hidrostática debe sermedida en el múltiple de admisión, yaque disminuirá entre la bomba y elmúltiple del hidrociclón. Una cabezahidrostática inadecuada resultará en elprocesamiento de volúmenes máspequeños de lodo y un punto de cortemás alto del que se desea obtener. Porejemplo, cuando la cabeza hidrostáticaes de 45 pies en vez de 75 pies, unhidrociclón de 4 pulgadas sóloprocesará 40 gpm en vez de 50 gpm, yel punto de corte será de 55 micronesen vez de 15 micrones. Una cabezahidrostática excesiva también esperjudicial, ya que la mayoría de lossólidos serán transportados de nuevodentro del sistema de lodo.

Un pequeño tubo llamado “buscadorde vértice” se extiende dentro delcuerpo del hidrociclón desde la partesuperior. Esto obliga la corriente ainiciar su movimiento vorticoso haciaFigura 6: Esquema de principio del hidrociclón.

Lodo limpio (el flujo que sale por arriba)

Entrada de lodo

Buscador de vértice

Vértice

Descarga de recortes húmedos

…“buscadorde vértice” seextiendedentro delcuerpo delhidrociclóndesde la partesuperior.

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

abajo, hacia el extremo pequeño delcuerpo del hidrociclón (“vértice” o “elflujo que sale por abajo”). Las partículasmás grandes y/o más pesadas sonexpulsadas hacia afuera, hacia la pareddel hidrociclón, mientras que el fluido ylas partículas más finas y más ligeras (lascuales son expulsadas más lentamentehacia afuera) se mueven hacia el centro,dentro del líquido en movimiento.Como es preferible guardar la mayoríadel líquido y descargar solamente lossólidos, la abertura del vértice (fondo)debe ser más pequeña que la aberturadel vértice. Las partículas más grandes yuna pequeña cantidad de fluido pasaránfuera por el vértice. El resto del fluido ylas partículas más pequeñas invertiránsu dirección y subirán dentro delhidrociclón de fluido, saliendo a travésdel buscador de vértice (el flujo que salepor arriba).

La Figura 7 ilustra las aplicaciones delos hidrociclones. Cuando loshidrociclones son usados comodesarenadores o deslimadores, sedesecha el flujo que sale por arriba delvértice que contiene sólidos gruesos y sedevuelve el flujo que sale por arriba(efluente) al flujo de lodo activo.Cuando son usados para larecuperación de barita o para eyectar lasarcillas, los hidrociclones devuelven elflujo que sale por abajo que contiene la

barita al sistema de lodo activo ydesechan el efluente que contienearcillas y otras partículas finas.

El tamaño y el número dehidrociclones requeridos variarán segúnla aplicación. Los desarenadores songeneralmente hidrociclones de 6pulgadas o más; comúnmente se usandos hidrociclones de 12 pulgadas. Engeneral, los deslimadores usanhidrociclones de 4 a 6 pulgadas, siendocomún que se usen 12 o máshidrociclones de 4 pulgadas. Loseyectores de arcilla o microciclones

Figura 7: Aplicaciones de los hidrociclones.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Diámetro de tamaño de partícula equivalente (µ)

D90 D90 D90 D90

D50

Cono

de

3”

Cono

de 4”

Cono

de

6”

Cono

de 4

”

(des

carg

a tipo

soga

)

D10D10D10

D50D50D50

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Figura 8: Rendimiento típico de los hidrociclones.

El tamaño yel número dehidrociclonesrequeridosvariarán…

Mal

la 2

00 A

PI“c

orte

idea

l”

Guardar

Desarenador

12 pulg.

Guardar

Deslimador

4 pulg.

Desechar

Microciclón

2 pulg.

Desechar Desechar Guardar

Tubo dealimentación

Porc

enta

je e

limin

ado


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usan hidrociclones de 2 pulgadas,siendo común que se usen 20hidrociclones de 2 pulgadas. Lacapacidad de procesamiento dependedel tamaño del hidrociclón; por lotanto, para un volumen determinado,se usará un mayor número de pequeñoshidrociclones que de grandeshidrociclones. La Figura 8 describe unejemplo de la eficiencia de remoción

del hidrociclón, indicando el corte y losvalores D10 – D50 – D90 parahidrociclones típicos de 3, 4 y 6pulgadas.

La descarga del hidrociclón, o flujoque sale por abajo, debe ser evaluadapara asegurarse que el hidrociclón estáfuncionando eficazmente. La descargadebería ser en forma de spray fino, conuna ligera succión en su centro. Encambio, una descarga “tipo soga” sinsucción de aire debe evitarse, ya que elpunto de corte y la pendiente serán másaltos (ver las Figuras 8 y 9). Sinembargo, cuando se perfora un pozo degran diámetro con una alta velocidadde penetración (ROP), el tubo dealimentación puede sobrecargarse desólidos y producir una descarga tiposoga. A veces será necesario tolerar esto,ya que la situación sería agravada si seapaga la unidad. Si un hidrociclóncomienza a mostrar una descarga tiposoga y el tubo de alimentación no estásobrecargado, es posible que la presiónde alimentación sea incorrecta o que elhidrociclón esté desgastado u obstruido.Con algunos tipos de hidrociclón, eltamaño del vértice podría ser ajustadopara producir una descarga por spray. Sila presión de alimentación está dentrodel rango correcto y no se puedecorregir la descarga tipo soga, lacapacidad de la unidad serágeneralmente demasiado baja para lascondiciones de perforación. La página8.24 incluye una guía general para elmantenimiento y la localización deerrores de los desarenados ydeslimadores.

DESARENADORESSe necesita usar un desarenador paraimpedir la sobrecarga de losdeslimadores. En general se usa unhidrociclón de 6 pulgadas de diámetrointerior (DI) o más grande, con unaunidad compuesta de dos hidrociclonesde 12 pulgadas, cada uno de los cualessuele tener una capacidad de 500 gpm.Los grandes hidrociclonesdesarenadores tienen la ventaja deofrecer una alta capacidad volumétrica(caudal) por hidrociclón, pero tienen elinconveniente de realizar grandes cortesde tamaño de partícula comprendidosen el rango de 45 a 74 micrones. Para

Figura 9a: Descarga por spray y succión de aire.

Menor desgasteMayor eficiencia

Alto desgasteBaja eficienciaFacilidad de taponamiento

Salida dellodolimpio

Salida delodo ysólidos

Entrada dellodo

Entrada delodo

Vértice abierto

Vértice obstruido

Succión de aire

Figura 9b: Descarga tipo soga. Sin succión de aire

Figura 9: Cambio del flujo que sale por abajo por spraya flujo que sale por abajo de tipo soga con sobrecarga

de sólidos.

Se necesitausar undesarenadorpara impedirla sobrecargade losdeslimadores.

…todo elflujo deberíaserdesarenadoantes de serdeslimizado.

Control de Sólidos


CAPÍTULO

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obtener resultados eficaces, undesarenador debe ser instalado con lapresión de “cabeza” apropiada.

DESLIMADORESPara lograr la máxima eficiencia y evitarla sobrecarga del deslimador, todo elflujo debería ser desarenado antes de serdeslimizado. En general se usa unhidrociclón de 4 pulgadas de DI paradeslimizar, con una unidad quecontiene 12 o más hidrociclones de 4pulgadas, cada uno de los cuales sueletener una capacidad de 75 gpm. Lacapacidad volumétrica apropiada paralos deslimadores y los desarenadoresdebería ser igual a 125 - 150% de lavelocidad de circulación. Los pozos degran diámetro requieren un mayornúmero de hidrociclones. Loshidrociclones deslimadores procesangeneralmente un gran volumen defluido y tienen un punto de cortepreciso que es más conveniente, talcomo se describe en la Figura 8. Unhidrociclón de 4 pulgadas biendiseñado y operado correctamentetendrá un punto de corte D90 deaproximadamente 40 micrones. Comola barita cae dentro del mismo rango detamaños que el limo, también seráseparada del sistema de lodo por undeslimador. Por este motivo, losdeslimadores se usan muy poco en loslodos densificados de más de 12,5lb/gal. Los deslimadores ydesarenadores son usadosprincipalmente durante la perforacióndel pozo de superficie y cuando se usanlodos no densificados de baja densidad.

LIMPIADORES DE LODOUn limpiador de lodo es básicamenteun deslimador montado sobre unazaranda de malla vibratoria –

generalmente 12 o más hidrociclonesde 4 pulgadas sobre una zaranda de altaenergía con malla de entramado muyfino (ver la Figura 10). Un limpiador delodo separa los sólidos perforados detamaño de arena del lodo, pero retienela barita. Primero, el limpiador de lodoprocesa el lodo a través del deslimadory luego separa la descarga a través deuna zaranda de malla fina. El lodo y lossólidos que pasan a través de la malla(tamaño de corte variable según elentramado de la malla) son guardados ylos sólidos más grandes retenidos por lamalla son desechados.

De acuerdo con las especificaciones deAPI, 97% de las partículas de baritatienen un tamaño inferior a 74micrones; por lo tanto, la mayor partede la barita será descargada por loshidrociclones y pasará a través de lamalla para ser devuelta al sistema. Enrealidad, un limpiador de lodo desarenaun lodo densificado y sirve de respaldopara las zarandas. Las mallas de loslimpiadores de lodo pueden variar entamaño de malla 120 a 325. Para queun limpiador de lodo constituya undispositivo eficaz de control de sólidos,el tamaño de la malla debe ser más finoque el tamaño de las mallas de laszarandas.

Aunque la remoción de sólidosperforados y la recuperación de la baritaconstituyan los usos más comunes dellimpiador de lodo, la recuperación delas fases líquidas costosas (sintéticos,aceites, sal saturada, KCl, etc.) junto conla barita, reducirá los costos del lodo.Además, el material desechado por lamalla vibratoria es considerablementemás seco, por lo tanto, en muchoscasos, el volumen reducido y lasequedad del material desechadoreducirán los costos de eliminación. Amenos que el limpiador de lodo estédescargando una cantidad importantede sólidos, la bomba centrífuga quealimenta al deslimador causará ladegradación perjudicial del tamaño delas partículas. Si las mallas de laszarandas de entramado fino de malla200 o menos están funcionandocorrectamente y ningún lodo estácontorneando las zarandas, es posibleque el uso de un limpiador de lodo noaporte ninguna ventaja adicional.

Figura 10: Esquema de principio de un limpiador de lodo.

En realidad,un limpiadorde lododesarena unlododensificado

…lascentrífugasde tipodecantadoraumentan lasfuerzas quecausan laseparación delos sólidos…

Flujo que salepor arriba (lodo

limpio)Malla de entramado fino

Hidrociclóndeslimador

Líquido, finos, mayor parte de la barita

Desechos(arena, un

poco de limo yun poco

de barita

Tubo dealimentación

Regreso alos tanques

CENTRÍFUGASComo con los hidrociclones, las

centrífugas de tipo decantador aumentan lasfuerzas que causan la separación de lossólidos al aumentar la fuerza centrífuga.La centrífuga decantadora (ver la Figura11) se compone de un tazón cónico deacero horizontal que gira a una granvelocidad, con un tornillo transportadorhelicoidal en su interior. Este tornillotransportador gira en la misma direcciónque el tazón exterior, pero a unavelocidad ligeramente más lenta. La altavelocidad rotacional fuerza los sólidoscontra la pared interior del tazón y eltornillo transportador los empuja hacia elextremo, donde son descargados.

El lodo entero es bombeado dentro delhusillo hueco del tornillo transportador,donde es expulsado hacia afuera,formando un anillo de lodo llamado“estanque”. El nivel de este estanque esdeterminado por la altura de los orificiosde descarga de líquido en el gran extremoembridado del tazón. Luego, la lechadafluye hacia los orificios, a través de doscanales formados por las aletas deltornillo transportador, ya que los sólidosse acumulan contra la pared interior deltazón. A medida que estas partículas seacumulan contra la pared, las aletas deltornillo transportador las empujan haciael pequeño extremo del tazón. Laspartículas salen del estanque pasando através del área cónica seca (la playa),donde son separadas de todo el líquidolibre y transportadas hacia los orificios dedescarga ubicados en el pequeño extremo

de la centrífuga.Las centrífugas son capaces de realizar

un punto de corte agudo. El punto decorte ideal es el tamaño de partícula alcual todas las partículas más grandes sonseparadas y todas las partículas más finasson retenidas. Sin embargo, esto no esposible, por lo tanto se debe tomar encuenta el porcentaje real indicado delpunto de corte (número D) al compararlas características de rendimiento de lascentrífugas. Un D95 indica que, en base alpeso, 95% de todas las partículas másgrandes que el tamaño micrométrico D95serán eliminadas. Los fabricantes usanvarios números D, incluyendo D50, D84,D90 y D95. Además, en un lodo deperforación densificado con sólidos quetienen diferentes gravedades específicas, elpunto de corte puede referirse solamentea las partículas que tienen la más altagravedad específica (barita, por ejemplo).Por lo tanto, el punto de corte para lossólidos de baja gravedad específica(arcillas y lutita) puede ser 1,5 veces elnúmero indicado.

Un aspecto importante de la operaciónde la centrífuga es la dilución de lalechada que se está alimentando dentrode la unidad. El propósito de estadilución es reducir la viscosidad dealimentación para mantener laeficiencia de separación del dispositivo.En general, cuanto más alta sea laviscosidad del lodo base, más grandeserá la dilución requerida (no es raroque se use de 2 a 4 gpm de agua). Parala operación eficaz de la centrífuga, la


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Figura 11: Perfil transversal de una centrífuga decantadora.

Un aspectoimportante dela operaciónde lacentrífuga esla dilución dela lechada…

Regreso del líquido alsistema activo

Estanque Playa Descarga de sólidos

Alimentaciónde lodoentero

Zona líquida Zona de secado

…el uso deunacentrífugacausará laeliminaciónde algunosaditivos delodobeneficiosos…

Control de Sólidos


CAPÍTULO

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viscosidad del efluente debería ser de 35a 37 seg/qt. Si la viscosidad es superior a37 seg/qt, la velocidad desedimentación más baja reduce laeficiencia. Si la viscosidad esconsiderablemente inferior a 35 seg/qt,se está añadiendo una cantidad excesivade agua. Esto causará la turbulenciadentro del tazón, reduciendo sueficiencia. Las recomendaciones de losfabricantes respecto a las velocidades dealimentación de lodo y a la velocidaddel tazón deberían ser observadasrigurosamente.

La acumulación de sólidos perforadosfinos aumentará la viscosidad y losesfuerzos de gel, indicando la necesidadde usar una centrífuga. Sin embargo, eluso de una centrífuga causará laeliminación de algunos aditivos de lodobeneficiosos (sólidos) como la bentonitay el lignito. Si los tratamientos no sonajustados para tener en cuenta estapérdida, las propiedades del lodopueden ser perjudicadas, aumentandoel riesgo de problemas de perforacióntales como la pegadura por presióndiferencial. Por lo tanto, cuando se usauna centrífuga, la bentonita y los otrostratamientos deben ser aumentadospara mantener una buena calidad delrevoque. El uso de una centrífuga noelimina la necesidad de diluciónperiódica, ya que es imposible lograruna eficiencia de control de sólidos de100%. La dilución y los tratamientosdeberían ser usados para mantener laspropiedades deseables del sistema delodo.

APLICACIONES DE LA CENTRÍFUGAEn los fluidos de perforación

densificados, se suele usar una centrífugapara la recuperación de barita. Lacentrífuga está configurada para separarprincipalmente la barita, devolviéndola alsistema, mientras desecha la fase líquidaque contiene los sólidos finos y coloidalesperjudiciales. El volumen de líquidodesechado es reemplazado por unadilución líquida o un nuevo volumen.Debido a la baja capacidad de la mayoríade las centrífugas, sólo se procesa unapequeña porción del volumen encirculación; por lo tanto, la dilución y lostratamientos pueden ser ajustados paramantener las concentraciones químicas ypropiedades adecuadas.

En los fluidos de perforación no

densificados, la centrífuga es usadanormalmente para la recuperación dellíquido. La centrífuga está configuradapara separar y desechar los sólidos detamaño de limo y devolver la fase líquidaal sistema. Los sólidos descargados por lacentrífuga se componen básicamente desólidos secos con una pequeña cantidadde agua libre, a diferencia de la descargahúmeda de los hidrociclones. La faselíquida limpia aún contiene sólidosultrafinos y coloidales, pero muchassituaciones se benefician de la remociónadicional de sólidos. Las aplicaciones paralos lodos no densificados incluyen:fluidos que contienen una fase líquidacostosa (base aceite, sintético, salsaturada, etc.) y áreas donde laeliminación de los desechos deperforación es costosa, tal como los sitiosde perforación “cero descarga”, donde losdesechos deben ser recogidos yeliminados en otro lugar.

Otra aplicación de una centrífuga es elprocesamiento del flujo que sale porabajo de las unidades de hidrociclonescomo los deslimadores o los eyectores dearcilla. Los hidrociclones están diseñadospara procesar todo el flujo de un sistemade lodo, mientras que una centrífuga sólopuede manejar un flujo parcial. Alprocesar el flujo que sale por abajo de loshidrociclones, la centrífuga estálimpiando un mayor volumen delsistema que el que podría procesardirectamente. En esta aplicación, lacentrífuga también seca la descarganormalmente húmeda de loshidrociclones, descargando básicamentesólidos secos mientras que retiene ellíquido. Esto es beneficioso cuando la faselíquida del lodo es muy costosa o cuandose debe minimizar la cantidad dedesechos descargados.

Se incorporan centrífugas dobles en lossistemas de circuito cerrado. La primeracentrífuga se opera como una unidad derecuperación de barita; la segunda,operada a una fuerza G (RPM) más alta,procesa el efluente de la centrífuga derecuperación de barita, devolviendo ellíquido al sistema de lodo y desechandolos sólidos. Las centrífugas dobles se usancomúnmente con los sistemas de lodobase aceite. Cuando se usan con lodosbase agua, a veces se añade un floculanteal efluente de la primera centrífuga paramejorar la separación de sólidos en lasegunda centrífuga.

Se incorporancentrífugasdobles en lossistemas decircuitocerrado.


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Las centrífugas también son usadas parala “deshidratación” de los lodos, según lacual se realiza el tratamiento del lodoentero para formar sólidos secos queserán desechados y agua clara que seráreciclada. Para esta aplicación, se reduce elcontenido de sólidos del lodo a un nivelmuy bajo. Luego, productos químicos sonañadidos para fomentar la coagulación yfloculación de las partículas. Después dehaber sido tratado correctamente, elfluido puede ser procesado a través deuna centrífuga, lo cual dará lugar a larecuperación de sólidos principalmentesecos y agua. Normalmente, lasaplicaciones de deshidratación requieren

bombas medidoras y equipos deprocesamiento especiales, además de unpersonal experimentado.

La reducción de los costos del lodo, sinsacrificar el control de las propiedadesesenciales del lodo, constituye elpropósito principal y la justificación deluso de una centrífuga decantadora.Aunque ayude a controlar los sólidosfinos indeseables, la función principal dela centrífuga es minimizar la dilución ymantener propiedades aceptables en elsistema de lodo (ver Pautas para laOperación Apropiada de las CentrífugasDecantadoras, página 8.25).

Lainstalacióncorrecta delequipo esesencial paralograr lacapacidadmáxima deseparación…

…la trampade arenapuede captarlas partículasde grantamaño quepodríanobturar odañar…

La instalación correcta del equipo esesencial para lograr la capacidad máximade separación de los equipos de remociónde sólidos. Los equipos mecánicos sedisponen generalmente en ordendecreciente, según el tamaño de partículaque eliminarán. Aunque desde el puntode vista técnico, un desgasificador, oseparador de lodo-gas, no sea undispositivo de remoción de sólidos, estedispositivo debería siempre estar ubicadoinmediatamente después de las zarandas,porque las bombas centrífugas y losequipos de control de sólidos nofuncionan eficazmente con el lodocortado por gas.

Una “trampa de arena” es un tanque deasentamiento que puede ser beneficiosopara un sistema de limpieza de lodomarginal. Ubicada debajo o directamentedespués de la zaranda, la trampa de arenapuede captar las partículas de grantamaño que podrían obturar o dañar losequipos ubicados corriente abajo, si unamalla tiene algún agujero o si el lodocontornea la zaranda. La gravedad es lafuerza que actúa sobre las partículas, asíque este compartimiento nunca debe seragitado o usado como dispositivo desucción o descarga para los hidrociclones.Este tipo de trampa también es esencialpara mantener un sistema de lodo con uncontenido mínimo de sólidos.

Otras pautas también pueden ayudar amejorar la eficiencia del control desólidos. Algunas son:1. Nunca usar la misma bomba de

alimentación para diferentes tipos deequipos de control de sólidos(desarenador, deslimador, limpiador delodo, centrífuga). Esto puede hacer que

parte del fluido se desvíe del equipo oque algunas partes específicas delequipo estén sometidas a cargasexcesivas.

2. Nunca descargar dentro del mismotanque que contiene la alimentación.Esto permitirá que una porciónimportante del flujo contornee elequipo de control de sólidos sin sertratada.

3. Nunca tomar la alimentación corrienteabajo de la descarga. Esto tambiénpermite que una porción importantedel flujo contornee el equipo decontrol de sólidos.

4. Seleccionar el tamaño de losdesarenadores y deslimadores demanera que se cree un “contraflujo”desde el compartimiento del tanquecorriente abajo hacia elcompartimiento de alimentación. Estoasegurará que 100% del flujo total seráprocesado.

5. Nunca tomar la alimentación de unequipo de control de sólidos a partirdel tanque de mezcla. Esto eliminarálos productos químicos que sonagregados al lodo. Esto ocurre conmayor frecuencia en los equipos deperforación donde se está usando labomba centrífuga de la tolvamezcladora para alimentar al equipo decontrol de sólidos.Las Figuras 12 a 16 muestran

instalaciones típicas de la mayoría de losequipos de control de sólidos. Se suponeque cada tanque (excepto la trampa dearena) está siendo mezcladominuciosamente con mezcladores detanque de aletas.

Instalación del Equipo

Control de Sólidos


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Figura 12: Sistema básico para lodo no densificado.

Figura 13: Lodo no densificado con desgasificador.

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Línea de flujo Succión de la bomba de lodo

Tolva

Bomba

Bomba Bomba Bomba

Bomba Bomba

Desechos

Succión deldesarenador

Desarenador

Succión deldeslimador

Flujo que sale por abajoFlujo que sale por abajo

Flujo que sale por arriba

Flujo que sale por abajo

Succión dela tolva

Deslimador

Desechos

Línea de flujo Desgasificador Succión de la bomba

Tolva

Trampa dearena


Desarenador Deslimador


Succión dela tolva

Flujo que salepor abajo


Flujo que salepor arriba


*Flujo que sale por arriba durante la desgasificación, flujo que sale por abajo cuando no se desgasifica.

*Succión deldesgasificador

Trampade arena

Zarandas

Zarandas

Desechos

Desechos

Desechos Desechos


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Figura 14: Lodo no densificado con centrífuga.

Figura 15: Lodo densificado con limpiador de lodo y centrífuga.

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Línea deflujo Desgasificador

Succión de labomba

Tolva



Succión de lacentrífuga

Centrífuga Regresodel líquido

DeslimadorDesarenador




Bomba

Bomba

Bomba

Bomba Bomba




Flujo que sale porarriba


Malla


Línea deflujo Desgasificador

Succión de labomba

Tolva

Trampade arena

Succión dellimpiador de

lodoSucción de la

centrífuga

Succión deldesgasificador


*Succión deldesgasificador

ZarandasDesechos

ZarandasDesechos

Trampade arena

Desechos Desechos Rechazo de sólidos secos

Centrífuga Regresodel líquido

Limpiador delodo

Bomba Bomba

Rechazo de sólidos gruesos

Regreso dellíquido separado

Rechazo de sólidos secos

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Control de Sólidos


CAPÍTULO

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11. Montar y operar la zaranda demanera que esté nivelada. Lascapacidades de sólidos y volumenserán menores si la zaranda no estánivelada.

12. Proporcionar el voltaje y lafrecuencia apropiados. Un voltajebajo reduce la vida útil del motor.Una frecuencia baja reduce elmovimiento vibrante y lacapacidad.

13. Asegurarse que el vibrador estégirando en la direcciónapropiada, para la descargacorrecta de sólidos. La partesuperior del eje debería girar hacia elextremo de descarga de sólidos.

14. Instalar los amortiguadoresapropiados de apoyo de la malla,de conformidad con lasinstrucciones del fabricante. Lasmallas que rozan contra el acero sedesgastan rápidamente. La durezadel caucho es crítica para que lasmallas estén correctamenteasentadas.

15. Asegurarse de tensionar las mallascorrectamente, de acuerdo con lasrecomendaciones del fabricante.Si las mallas no están tensionadascorrectamente, su vida útil sereducirá.

16. El tamaño de las mallas deberíaser seleccionado de manera que ellodo cubra de 75 a 80% del área.Esto permite usar la capacidad de lazaranda, dejando un área de reservapara manejar las sobrecargas.

17. Con las zarandas de múltiplescubiertas, se debe usar lacombinación correcta de tamañosde malla. En las zarandas divididasde múltiples mallas, el mismotamaño de malla debería ser usadoen todos los paneles.

18. Una manguera de agua (o aceite)debería ser proporcionada paralavar las mallas. Todas las mallas seciegan y se obturan hasta ciertogrado. El lodo que se deposita en lasmallas durante los viajes obturarátemporalmente las aberturas de lasmallas. Las mallas deberían serlavadas cuando se interrumpe lacirculación antes de realizar unviaje.

19. Ocasionalmente se usa un sprayde agua (o aceite) en las zarandaspara facilitar la remoción de laspartículas húmedas y pegajosas(“gumbo”) de la malla. Este spraynunca se debe usar continuamente.El spray de agua diluye el lodo yelimina las pequeñas partículas a

Pautas para la Operación Correcta de las Zarandas

Figura 16: Lodo densificado con centrifugación del flujo que sale por abajo de los hidrociclones.

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Línea deflujo Desgasificador Succión de la

bomba

Tolva

Trampade arena


Deslimador Centrífuga






*

Succión deldesgasificador

ZarandasDesechos

Regresodel líquido

BombaBomba

Bomba

Tanque deretención

Rechazo de sólidossecos


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través de la malla, cuyas partículas,de no haber sido eliminadas, sehubieran adherido (“llevadas acuestas”) a las partículas másgrandes que son eliminadas en lazaranda.

10. Nunca contornear las mallas,incluso durante un viaje, a menosque el lodo contenga material depérdida de circulación. Unazaranda contorneada llenarápidamente la trampa de arena yelimina la capacidad de reserva paralos sólidos grandes. El equipo deremoción de sólidos ubicadocorriente abajo no funcionará

correctamente si sólidos de grantamaño están circulando más alláde la zaranda. El hecho decontornear una zaranda causará laobturación del desarenador ydeslimador. El lodo aportado de otraubicación debería ser agregado alsistema de lodo activo solamente através de la zaranda.

11. Lavar y monitorear lasconexiones de las mallas de lazaranda. Las mallas que tienenagujeros o rasgaduras deberían serreemplazadas inmediatamentedespués de detectarse dichosdefectos.

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Mantenimiento y Localización de Errores de losDesarenadores y Deslimadores

(OPERACIÓN INCORRECTA Y CAUSASPROBABLES)1. Ninguna descarga de sólidos

húmedos en el vértice (fondo)a) Abertura del fondo (vértice)

obturada. Apagar la unidad. Soltar elajuste inferior. Empujar una varilladesde la abertura del fondo haciaarriba, para remover el lodo seco oaglomerado. Si esto no da resultados,retirar la tapa del hidrociclón y quitarel objeto que está obstruyendo elvértice. Asegurarse que el lodo noesté contorneando la zaranda. Ajustarde nuevo el fondo y volver a colocarla tapa del hidrociclón.

b) Presión de alimentación (cabezahidrostática) demasiado alta.Ajustar la presión de cabeza correcta,o 75±5 ft, usando un manómetropreciso.

c) Lodo limpio de todas las partículasque los hidrociclones puedeneliminar. Si la perforación es muylenta o si la unidad está funcionandodurante un viaje, la remoción puedeaproximarse a cero en el flujo quesale por abajo y la unidad debería serapagada y sólo debe ser operadaperiódicamente.

d) Tobera de admisión, buscador devértice o DI de hidrociclóndesgastado. Retirar y examinar elhidrociclón para determinar si estáexcesivamente desgastado.Reemplazar el hidrociclón si existealguna duda en lo que se refiere a suestado.

e) Hidrociclón incorrectamenteinstalado. Retirar y examinar elhidrociclón, e instalarlo de nuevo deacuerdo con las instrucciones delfabricante.

2. Gran descarga de líquido a través delvértice (fondo)a) Presión de alimentación (cabeza

hidrostática) demasiado baja.Examinar el tubo de succión de labomba para determinar si hay algunaobstrucción, si el nivel del líquido esinadecuado para la succión de labomba, o si está entrando aire por eltubo de succión. Examinar las paletasde la rueda móvil de la bomba paradeterminar si están desgastadas y sison del tamaño correcto. Examinar ladescarga de la bomba paradeterminar si el múltiple estácorrectamente encaminado haciauna sola unidad de control de sólidosde hidrociclón. Verificar el estado delempaque de la bomba y laalineación-espacio libre de la ruedamóvil de la bomba. Asegurarse que elcompartimiento de succión de labomba esté equilibrado por el fondocon el compartimiento de descargadel flujo que sale por arriba ubicadocorriente abajo.

b) Tobera de admisión delhidrociclón obturada, resultandoen una presión de alimentacióninadecuada. Retirar y examinar elhidrociclón, quitando cualquierobjeto que esté obturando la toberade admisión. Si la obturación de laalimentación ocurre frecuentemente,

Control de Sólidos


CAPÍTULO

8

examinar cuidadosamente la zarandapara determinar si los recortes laestán contorneando, y las mallaspara detectar cualquieragujero/rasgadura. Instalar una mallade succión en la bomba centrífuga.No contornear la zaranda.

c) Buscador de vértice obturado,causando una contrapresión en elhidrociclón. Retirar y examinar elhidrociclón, quitando cualquierobjeto que esté obturando el tuboverticial. Si la obturación de laalimentación ocurre frecuentemente,examinar cuidadosamente la zarandapara determinar si los recortes laestán contorneando, y las mallaspara detectar cualquieragujero/rasgadura. Instalar una mallade succión en la bomba centrífuga.No contornear la zaranda.

d) Tobera de admisión, buscador devértice o DI de hidrociclóndesgastado. Retirar y examinar elhidrociclón para determinar si estáexcesivamente desgastado.Reemplazar el hidrociclón si existealguna duda en lo que se refiere a suestado.

e) Hidrociclón incorrectamenteinstalado. Retirar y examinar el

hidrociclón, e instalarlo de nuevo deacuerdo con las instrucciones delfabricante.

3. Obturación de los hidrociclonesa) Cabezal de alimentación (que

alimenta las toberas de admisióndel hidrociclón) obturado. Apagarla bomba de alimentación, retirar eltapón ciego del extremo del cabezalde admisión y quitar la obstrucción.Volver a colocar el tapón ciego yencender de nuevo la bomba despuésde examinar la malla de succión. Nocontornear la zaranda.

b) Hidrociclón sobrecargado(descarga tipo soga). Se requiere unamayor capacidad de control desólidos. El sistema de remoción desólidos no puede manejar lasvelocidades de perforación y/o lascargas de sólidos excesivas.

4. Fluctuación de la cabeza hidrostáticade admisióna) Succión de la bomba obstruida.

Examinar la succión de la bombapara determinar si hay algunaobstrucción, lodo cortado por gas oespuma. Controlar el estado generalde la bomba y las tuberías.

Pautas para la Operación Correcta de las Centrífugas Decantadoras

1. No operar la centrífuga sin elrecubrimiento del ensamblajerotatorio y las correas de seguridadsujetadas.

2. Primero, hacer girar el tazón con lamano para asegurarse de que tenga unmovimiento “libre” (sin arrastre).

3. No operar la unidad si aparece algúnruido o vibración inusual; lubricar loscojinetes de conformidad con lasrecomendaciones del proveedor(típicamente cada 8 horas deoperación).

4. Dejar que la unidad alcance lavelocidad rotacional deseada antes deencender la bomba de alimentación.

5. No sobrecargar (“amontonar”) lacentrífuga.Síntomas: • El acoplamiento de torque de

seguridad se desprendefrecuentemente

• La unidad se obtura rápidamente.

• Cantidad “excesiva” de materialdensificante en el flujo que sale porarriba.

• Rechazo de sólidos “húmedos” de launidad.

16. Los fluidos muy densificados yviscosos requieren velocidades dealimentación más bajas y tasas dedilución más altas.

17. Asegurarse que una agitaciónapropiada esté disponible en lasucción de la bomba centrífuga y enel tanque de retorno de barita.

18. Acordarse de cerrar el suministro delíquido de dilución una vez que lacentrífuga ha sido apagada.

19. Revisar los procedimientos dearranque y parada; si no sonadecuados, notificar al proveedor.

10. Si aparece algún problemaincomprensible, llamar a un técnicoespecializado en centrífugas antes deintentar cualquier reparación.

Cálculos de Ingeniería

Cálculos de Ingeniería 9.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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El sistema métrico se basa en múltiplos de 10 entre medidas similares. Por ejemplo,la longitud puede estar expresada en múltiplos de un metro.

Introducción

Los ingenieros de lodo deben ser capaces de realizar varios cálculos, incluyendo:capacidades y volúmenes de los fosos, tanques, tuberías y pozos; tiempos decirculación; velocidades del lodo en el espacio anular y en la tubería; y varios otroscálculos importantes. La ingeniería de lodos también requiere la capacidad decalcular formulaciones de lodo y varias perspectivas de dilución mediante la adiciónde componentes sólidos y líquidos a un lodo. El entendimiento y el uso delconcepto de balance de materiales, fracciones volumétricas, gravedad específica ydensidad aparente de los materiales son parte de lo que significa ser un ingeniero delodo.

Las unidades de medición usadas en todo este manual son las unidadesnorteamericanas para el campo petrolífero. Sin embargo, las unidades métricas sonusadas para muchas operaciones de perforación alrededor del mundo. Además deestas dos normas, también se usan numerosas combinaciones de unidades yconjuntos de unidades modificadas. Esta sección ilustrará tanto las unidadesnorteamericanas como las unidades métricas.

La densidad se expresa en varias unidades y dimensiones por todo el mundo. Lasprincipales unidades de densidad son lb/gal, kg/m3 y kg/l (igual a la GravedadEspecífica (SG) y g/cm3).

Unidades Norteamericanas para el Campo Petrolífero yUnidades Métricas

Unidades Norteamericanas

Masa Libras (lb)

Longitud Pies (pie) y pulgadas (in.)

Volumen, capacidad y desplazamiento Barriles (bbl) y galones (gal)

Densidad Libras/galón (lb/gal) y libras/pie cúbico (lb/pie3)

Presión Libras/pulgada cuadrada (lb/in.2 o psi)

Concentración Libra/barril (lb/bbl)

Unidades Métricas

Masa kilogramos (kg)

Longitud metros (m)

Volumen, capacidad y desplazamiento metros cúbicos (m3) y litros (l)

Densidad gramos/centímetro cúbico (g/cm3) y (kg/l), siendo

ambos iguales a la Gravedad Específica (SG)

Presión kiloPascals (kPa), bars o atmósferas

Concentración kilogramo/metro cúbico (kg/m3)

1.000 metros (103) 1 kilómetro (km)

100 metros (102) 1 hectómetro

10 metros (101) 1 decámetro

1/10 metro (10–1) 1 decámetro (dm)

1/100 metro (10–2) 1 centímetro (cm)

1/1.000 metro (10–3) 1 milímetro (mm)

1/1.000.000 metro (10–6) 1 micrómetro o micrón (µm)

Los prefijos kilo (1.000), centi (1/100), mili (1/1.000) y micro (1/1.000.000) sonlos más usados. Para todas las otras mediciones como la masa, el volumen, ladensidad, la presión, etc., se puede aplicar el mismo sistema de prefijos.

Cálculos de Ingeniería CAPÍTULO

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Para otros factores de conversión de unidades, remitirse al manual de bolsillotitulado “Referencia para la Tecnología de Fluidos” o utilizar la función exhaustivade conversión de unidades contenida en el programa de computadora MUDWARE®.

Multiplicar Esto Por Para Obtener

Volumen

barril (bbl) 5,615 ft cúbico (ft3)

barril (bbl) 0,159 metro cúbico (m3)

barril (bbl) 42 galón, E.U.A. (gal)

ft cúbico (ft3) 0,0283 metro cúbico (m3)

ft cúbico (ft3) 7,48 galón, E.U.A. (gal)

galón, E.U.A. (gal) 0,00379 metro cúbico (m3)

galón, E.U.A. (gal) 3,785 litro (l)

metro cúbico (m3) 6,289 barril (bbl)

metro cúbico (m3) 1.000 litro (l)

Masa o Peso

libra (lb) 453,6 gramo (g)

libra (lb) 0,454 kilogramo (kg)

kilogramo (kg) 2,204 libra (lb)

tonelada métrica (mt) 1.000 kilogramo (kg)

Longitud

ft (ft) 0,3048 metro (m)

pulgada (in.) 2,54 centímetro (cm)

pulgada (in.) 25,4 milímetro (mm)

metro (m) 3,281 ft (ft)

millas (mi) 1,609 kilómetros (km)

Presión

lb/in.2 (psi) 6,895 kiloPascal (kPa)

lb/in.2 (psi) 0,06895 bar (bar)

lb/in.2 (psi) 0,0703 kg/cm2

kiloPascal (kPa) 0,145 lb/in.2 (psi)

bar (bar) 100 kiloPascal (kPa)

Concentración

libra/barril (lb/bbl) 2,853 kg/m3

kilogramo/metro cúbico (kg/m3) 0,3505 lb/bbl

Density

libra/galón (lb/gal) 119,83 kg/m3 and g/l

kilogramo/metro cúbico (kg/m3) 0,008345 lb/gal

libra/galón (lb/gal) 0,11983 g/cm3, kg/l o SG

libra/ft cúbico (lb/ft3) 16,02 kg/m3 y g/l

g/cm3, kg/l o SG 8,345 lb/gal

Tabla 1: Factores de conversión de unidades.



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CAPACIDAD, VOLUMEN Y DESPLAZAMIENTO

La capacidad de un tanque de lodo, pozo, espacio anular, espacio interior de unatubería o cualquier otro “recipiente” es el volumen que dicho recipiente podríacontener si estuviera lleno (i.e., el máximo volumen posible). La capacidad de losfosos y tanques del campo petrolífero se mide generalmente en bbl, gal o m3. Lacapacidad también puede estar indicada en incrementos de altura, tales como bbl/ft,bbl/in., gal/ft, gal/in. o m3/m. (Esto sólo puede ser realizado para los recipientes quetienen un área de la sección transversal que permanece constante con la altura.)

Por ejemplo, un pozo de 10,5 in. de diámetro que tiene una profundidad de3.922 ft contiene 420 bbl de lodo cuando está lleno. Por lo tanto, su capacidad es de420 bbl, que esté lleno o no. Esto también puede expresarse como una capacidad de0,107 bbl/ft (420 ÷ 3.922).

Igualmente, si un tanque de lodo de 80 in. de altura tiene una capacidad de 230bbl, entonces se podría expresar la capacidad vertical como 2,87 bbl/in. (230 ÷ 80) o34,5 bbl/ft (2,87 bbl/in. x 12 in./ft). La capacidad de una tubería de perforación de14,0 lb/ft con un Diámetro Exterior (DE) de 4,0 in. es 0,0108 bbl/ft. Por lo tanto,10.000 ft de esta tubería de 4 in. tendrían una capacidad de 108 bbl.

El volumen se refiere a la cantidad de lodo que está realmente dentro de untanque de lodo, pozo o espacio anular, o dentro de una tubería o cualquier otrorecipiente. Si se conoce la capacidad vertical (bbl/ft o m3/m) y la profundidad delnivel de lodo (ft o m), entonces la profundidad del lodo multiplicada por lacapacidad vertical resulta en el volumen real (bbl o m3) de lodo dentro delrecipiente. Si el tanque de lodo mencionado anteriormente en el ejemplo decapacidad contenía 61 in. de lodo, entonces el volumen de lodo es de 2,87 bbl/in. x61 in. o 175 bbl.

El desplazamiento es el volumen de lodo expulsado del pozo al introducir lacolumna de perforación o la tubería de revestimiento dentro del pozo. Igualmente,se trata del volumen de lodo requerido para llenar el pozo cuando se saca la tuberíadel pozo. Normalmente, el desplazamiento representa solamente el volumen de latubería. El lodo dentro de la tubería constituye una capacidad, ya que la tubería sellena de lodo al ser introducida en el pozo o durante la circulación. Para situacionesespeciales como cuando la barrena está taponada o durante la “flotación” de latubería de revestimiento dentro del pozo, se debe añadir la capacidad aldesplazamiento de la tubería.

Por ejemplo, una tubería de perforación de 14,0 lb/ft con un DE de 4,0 in.desplaza 0,0047 bbl/ft de lodo al ser introducida en el pozo. Si se introducen 1.000ft de tubería de perforación dentro del pozo, 4,7 bbl de lodo serían “desplazados”del mismo. En cambio, cuando se saca del pozo una tubería de perforación delmismo tamaño, el pozo debería tomar 4,7 bbl de lodo por cada 1.000 ft de tuberíasacada, para mantener el pozo lleno.

Cálculos Generales del Pozo


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Los cálculos de capacidad, volumen y desplazamiento usan relaciones volumétricassimples para rectángulos, cilindros, cilindros concéntricos y otras formas, con losfactores apropiados de conversión de unidades.Los tanques de los equipos de perforación pueden tener una variedad de formas,pero la mayoría son rectangulares o cilíndricos. Esta sección cubre tres formas detanques:1. rectangular.2. cilíndrico, horizontal.3. cilíndrico, vertical.

Los tanques de lodo (también llamados fosos de lodo) son generalmenterectangulares con lados paralelos y extremos perpendiculares al fondo.

TANQUES RECTANGULARESPara el tanque rectangular típico ilustrado en la Figura 1, la capacidad puede sercalculada a partir de la altura, anchura ylongitud.Donde:VTanque = Capacidad del tanqueL = Longitud del tanqueW = Anchura del tanqueH = Altura del tanqueM = Altura del nivel de lodo

La ecuación general para calcular lacapacidad de un recipiente rectangular es lasiguiente:

Volumen = Longitud x Anchura x Alturay es válida tanto para las unidades métricas como para las unidadesnorteamericanas.Por lo tanto, la capacidad de un tanque rectangular, usando pies, se calcula de lasiguiente manera:

VTanque (ft3) = L (ft) x W (ft) x H (ft)Para convertir de ft3 a barriles norteamericanos del campo petrolífero, dividir por

5,61 ft3/bbl:L (ft) x W (ft) x H (ft)

VTanque (bbl) =5,61 ft3/bbl

Expresado en bbl/ft:L (ft) x W (ft)

Vtanque (bbl/ft) =5,61 ft3/bbl

El volumen de lodo real (VLODO) en el tanque puede ser calculado usando la alturadel nivel de lodo M:

VLODO (ft3) = L (ft) x W (ft) x M (ft)Para convertir ft3 a barriles norteamericanos del campo petrolífero, dividir por

5,61 ft3/bbl:L (ft) x W (ft) x M (ft)

VLODO (bbl) =5,61 ft3/bbl

Figura 1: Tanque de lodo rectangular.

HM

W

L

Cálculo de la Capacidad y Volumen de los Fosos y Tanques



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TANQUES CILÍNDRICOS VERTICALESLos tanques cilíndricos montados enposición vertical, de la manera ilustradaen la Figura 2, se usan para elalmacenamiento de lodo líquido y baritaseca.Donde:VCil = Capacidad del tanque cilíndricoD = Diámetro del cilindroH = Altura del cilindroM = Altura del nivel de materialπ = 3,1416

Si no se conoce el diámetro, medir la circunferencia y dividir por 3,1416:circunferencia del tanque circunferencia del tanque

D = =π 3,1416La fórmula general para calcular la capacidad de un tanque cilíndrico vertical esla siguiente:

π D2 H 3,1416 D2 H D2 HVCil = = =

4 4 1,273

esta fórmula es válida para las unidades métricas y las unidades norteamericanas.Por lo tanto, la capacidad de un tanque cilíndrico puede ser calculada de lasiguiente manera:

π x D2 (ft) x H (ft) 3,1416 x D2 (ft) x H (ft) D2 (ft) x H (ft)VCil (ft3) = = =

4 4 1,273

π x D2 (m) x H (m) 3,1416 x D2 (m) x H (m) D2 (m) x H (m)VCil (m3) = = =

4 4 1,273Para convertir pie3 líquidos a barriles, dividir por 5,61 pie3/bbl:

π x D2 (ft) x H (ft) D2 (ft) x H (ft)VCil (bbl) = =

4 x 5,61 (ft3/bbl) 7,143

Para convertir pie3 secos de un polvo en libras, usar la densidad aparente. Paraobtener el número de sacos de 100 lb (sx) de barita, multiplicar ft3 por 1,35(densidad aparente de 135 lb/ft3):

π D2 (ft) x H (ft) x 1,35 (100-lb sx/ft3)VCyl (100-lb sx) =

4= 1,06 (100-lb sx/ft3) x D2 (ft) x H (ft)

El volumen de lodo real (VLodo) de un tanque cilíndrico vertical se calculausando la altura de nivel (M) de lodo/material:

π x D2 M D2 MVLodo (ft3 o m3) = =

4 1,273

Figura 2: Tanque cilíndrico vertical.

M

H

D


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TANQUES CILÍNDRICOS HORIZONTALESLos tanques cilíndricos montados en posición horizontal, de la manera ilustradaen la Figura 3, se usan principalmente para almacenar diesel, otros líquidos ybarita. La capacidad y el volumen vertical de un tanque cilíndrico horizontalvarían con el área de la sección transversal horizontal y no constituyen unafunción lineal de la altura. Hay gráficos y métodos tabulares disponibles paracalcular la capacidad y el volumen de los tanques cilíndricos horizontales. Estosvalores también pueden ser calculados de la siguiente manera, resultando en ft3

si se usan pies, m3 si se usan metros, etc.

Donde:VCil = Capacidad del tanque cilíndricoD = Diámetro del cilindroL = Longitud del cilindroM = Altura del lodo o materialπ = 3,1416

L D2 2M πD2

VCil = (2M – D) √MD – M2 + sin–1 –1 +2 [ 2 ( D ) 4 ]

[El resultado de sin-1 debe estar en radianes antes de ser añadido a las otraspartes de la ecuación (2π radianes = 360º). Para convertir de grados, dividir por57,3 (grado/radián) para obtener radianes.]

CONVERSIONES DE VOLÚMENESPara convertir los volúmenes de aditivos de lodo almacenados:• Para convertir ft3 líquidos en barriles, dividir por 5,61.• Para convertir ft3 secos en libras, usar la densidad aparente indicada en el

boletín del producto.• Para la barita, si se desea obtener el número de sacos de 100 lb, multiplicar ft3

por 1,35 (densidad aparente de 135 lb/ft3/100 lb por saco).• Para convertir barriles en galones, multiplicar por 42

OBSERVACIÓN: No confundir la unidad “barril” con “tambor”. Un tambornorteamericano tiene una capacidad de 55 galones, no 42 galones.

Figura 3: Tanque cilíndrico horizontal.

MD

DL



CAPÍTULO

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VOLUMEN DEL POZO

Aunque los volúmenes del pozo sean generalmente calculados con la tubería dentrodel pozo, ocasionalmente necesitamos conocer la capacidad del pozo sin la tubería.La capacidad vertical de un intervalo de pozo puede ser calculada usando laecuación para un recipiente cilíndrico vertical. Un pozo se compone generalmentede varios intervalos, con los diámetros más grandes cerca de la superficie, pasandoprogresivamente a secciones más pequeñas a medida que la profundidad aumenta.Para obtener la capacidad de todo el pozo, cada intervalo debe ser calculadoindividualmente, luego se suman todos los intervalos.

OBSERVACIÓN: Para los intervalos de “pozo abierto”, el tamaño real del pozo puede serconsiderablemente más grande que el tamaño de la barrena, debido al ensanchamiento delpozo

El volumen de cada sección puede ser calculado a partir de la ecuación usadapara un cilindro:

πD2L 3.1416 x D2Pozo x L D2

Pozo x LVSección = = =

4 4 1.273

Donde: DPozo = Diámetro Interior (DI) de la tubería de revestimiento, tubería de

revestimiento corta o pozo abiertoL = Longitud del intervalo

Cuando el tamaño o diámetro del pozo (DPozo) está expresado en pulgadas:D2

Pozo (in.)VSección (bbl/ft) =

1,029

Factor de conversión de unidades norteamericanas3,1416 1 pie2 1 bbl 1

x x =4 144 in.2 5,61 ft3 1.029

Muchas regiones usan pulgadas para indicar el diámetro del pozo y de labarrena, y el sistema métrico para indicar otros valores. En este caso, el volumenpuede ser calculado de la siguiente manera:

D2Pozo (in.)

VSección (m3/m) =1,974

Factor de conversión de unidades métricas (si el diámetro está en in.):3,1416 1 m2 1x =

4 1.550 in.2 1.974Factor de conversión de unidades métricas (si el diámetro está en mm):

3,1416 x D2Pozo

2 (mm) x 1.000 (mm/m)VSección (l/m) =

4 x 1.000.000 (mm3/l)3,1416 x D2

Pozo (mm) D2Pozo (mm)

= =4.000 1.273

Para convertir litros a metros cúbicos, dividir por 1.000.

Capacidad, Volumen y Desplazamiento


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CAPACIDAD DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN O LOS PORTAMECHAS

El volumen del pozo con la columna de perforación dentro del pozo es la sumadel volumen dentro de la columna de perforación (capacidad) más el volumenanular entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento o el pozoabierto.

La capacidad o el volumen dentro de una columna de perforación, expresadoen bbl/ft, puede ser determinado a partir del diámetro interior de la tubería enpulgadas.

DI2Tubería (in.)

VTubería (bbl/ft) =1,029

En unidades métricas:DI2

Tubería (in.)VTubería (l/m) =

1,974o

3,1416 x DI2Tubería (mm) DI2

Tubería (mm)VTubería (l/m) = =

4.000 1.273

Para convertir litros a metros cúbicos, dividir por1.000.

VOLUMEN ANULAR

El volumen o la capacidad anular se calcularestando las áreas de los dos círculos que define elespacio anular.

El volumen anular en bbl/ft puede serdeterminado a partir del DE de la tubería y del DIde la tubería de revestimiento o del pozo abierto enpulgadas.

DI2Pozo (in.) – DE2

Tubería (in.)VEspacio Anular (bbl/ft) =

1.029Donde:DIPozo = Diámetro interior del pozo abierto o la tubería de revestimientoDETubería = Diámetro exterior de la tubería de perforación o los portamechas


Pozo (in.) – DE2Tubería (in.)

VEspacio Anular (l/m) =1,974

oDI2

Pozo (mm) – DE2Tubería (mm)

VEspacio Anular (l/m) =1.273

Para convertir de litros a metros cúbicos, dividir por 1.000.

El volumen anular también puede ser determinado restando el desplazamientoy la capacidad de una tubería de la capacidad de un pozo o una tubería derevestimiento.

VEspacio Anular = CapacidadPozo – DesplazamientoColumna de Perforación – CapacidadColumna de Perforación

Figura 4: Volumen anular.

DEtubería

DIpozo

L



CAPÍTULO

9

Diámetro Capacidad Capacidad(in.) (bbl/ft) (m3/m)

131⁄2 0,0119 0,0062

137⁄8 0,0146 0,0076

141⁄4 0,0175 0,0092

141⁄2 0,0197 0,0103

143⁄4 0,0219 0,0114

151⁄4 0,0268 0,0140

155⁄8 0,0307 0,0160

153⁄4 0,0321 0,0168

157⁄8 0,0335 0,0175

167⁄8 0,0350 0,0182

161⁄8 0,0364 0,0190

161⁄4 0,0379 0,0198

161⁄2 0,0410 0,0214

163⁄4 0,0443 0,0231

173⁄8 0,0528 0,0276

175⁄8 0,0565 0,0295

177⁄8 0,0602 0,0314

183⁄8 0,0681 0,0355

Diámetro Capacidad Capacidad(in.) (bbl/ft) (m3/m)

181⁄2 0,0702 0,0366

185⁄8 0,0723 0,0377

183⁄4 0,0744 0,0388

191⁄2 0,0877 0,0457

195⁄8 0,0900 0,0469

197⁄8 0,0947 0,0494

105⁄8 0,1097 0,0572

117⁄8 0,1175 0,0613

121⁄4 0,1458 0,0760

143⁄4 0,2113 0,1102

157⁄8 0,2186 0,1140

167⁄8 0,2487 0,1297

171⁄2 0,2975 0,1552

187⁄8 0,3147 0,1642

207⁄8 0,3886 0,2027

227⁄8 0,4702 0,2452

247⁄8 0,5595 0,2919

Tabla 2: Capacidad del pozo abierto.

DESPLAZAMIENTO

Se puede estimar el desplazamiento de la columna de perforación (VDespl. Tubería)usando el DE y el DI de la tubería de perforación y los portamechas.

DE2Tubería (in.) – DI2

Tubería (in.)VDespl. Tubería (bbl/ft) =

1.029Donde:DETubería = Diámetro exterior de la tubería de perforación o los portamechasDITubería = Diámetro interior de la tubería de perforación o los portamechas

En unidades métricas:DE2

Tubería (in.) – DI2Tubería (in.)

VDespl. Tubería (l/m) =1,974

oDE2

Tubería (mm) – ID2Tubería (mm)

VDespl. Tubería (l/m) =1,273

Para convertir litros a metros cúbicos, dividir por 1.000.

Para volúmenes más precisos, los valores de capacidad y desplazamiento de lasTablas 2, 3, 4a, 4b, 5 y 6 deberían ser usados para compensar la influencia de lasjuntas de tubería de perforación.


9


DE Peso DI Capacidad Desplazamiento

in. mm lb/ft kg/m in. mm bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m

141⁄2 114 13,50 20,12 3,920 100 0,0149 0,0078 0,0047 0,0025

141⁄2 114 15,10 22,50 3,826 97 0,0142 0,0074 0,0055 0,0029

143⁄4 121 16,00 23,84 4,082 104 0,0162 0,0084 0,0057 0,0030

157⁄8 127 15,00 22,35 4,408 112 0,0189 0,0099 0,0054 0,0028

157⁄8 127 18,00 26,82 4,276 109 0,0178 0,0093 0,0065 0,0034

151⁄2 140 20,00 29,80 4,778 121 0,0222 0,0116 0,0072 0,0038

151⁄2 140 23,00 34,27 4,670 119 0,0212 0,0111 0,0082 0,0043

153⁄4 146 22,50 33,53 4,990 127 0,0242 0,0126 0,0079 0,0041

167⁄8 152 26,00 38,74 5,140 131 0,0257 0,0134 0,0093 0,0049

165⁄8 168 32,00 47,68 5,675 144 0,0313 0,0163 0,0114 0,0059

177⁄8 178 26,00 38,74 6,276 159 0,0383 0,0200 0,0093 0,0049

177⁄8 178 38,00 56,62 5,920 150 0,0340 0,0177 0,0136 0,0071

175⁄8 194 26,40 39,34 6,969 177 0,0472 0,0246 0,0093 0,0049

175⁄8 194 33,70 50,21 6,765 172 0,0445 0,0232 0,0120 0,0063

175⁄8 194 39,00 58,11 6,625 168 0,0426 0,0222 0,0138 0,0072

185⁄8 219 38,00 56,62 7,775 197 0,0587 0,0306 0,0135 0,0070

195⁄8 244 40,00 59,60 8,835 224 0,0758 0,0395 0,0142 0,0074

195⁄8 244 47,00 70,03 8,681 220 0,0732 0,0382 0,0168 0,0088

195⁄8 244 53,50 79,72 8,535 217 0,0708 0,0369 0,0192 0,0100

103⁄4 273 40,50 60,35 10,050 255 0,0981 0,0512 0,0141 0,0074

103⁄4 273 45,50 67,80 9,950 253 0,0962 0,0502 0,0161 0,0084

103⁄4 273 51,00 75,99 9,850 250 0,0942 0,0491 0,0180 0,0094

113⁄4 298 60,00 89,40 10,772 274 0,1127 0,0588 0,0214 0,0112

133⁄8 340 54,50 81,21 12,615 320 0,1546 0,0806 0,0192 0,0100

133⁄8 340 68,00 101,32 12,415 315 0,1497 0,0781 0,0241 0,0126

167⁄8 406 65,00 96,85 15,250 387 0,2259 0,1178 0,0228 0,0119

167⁄8 406 75,00 111,75 15,124 384 0,2222 0,1159 0,0265 0,0138

185⁄8 473 87,50 130,38 17,755 451 0,3062 0,1597 0,0307 0,0160

207⁄8 508 94,00 140,06 19,124 486 0,3553 0,1853 0,0333 0,0174

Tabla 3: Tubería de revestimiento.


in. mm lb/ft kg/m in. mm bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m

23⁄82 60 4,85 7,23 1,995 51 0,0039 0,0020 0,0016 0,0008

27⁄82 73 6,85 10,21 2,441 62 0,0058 0,0030 0,0022 0,0012

27⁄82 73 10,40 15,50 2,150 55 0,0045 0,0023 0,0035 0,0018

31⁄22 89 13,30 19,82 2,764 70 0,0074 0,0039 0,0045 0,0023

31⁄22 89 15,50 23,10 2,602 66 0,0066 0,0034 0,0053 0,0028

47⁄82 102 14,00 20,86 3,340 85 0,0108 0,0057 0,0047 0,0025

41⁄22 114 16,60 24,73 3,826 97 0,0142 0,0074 0,0055 0,0029

41⁄22 114 20,00 29,80 3,640 92 0,0129 0,0067 0,0068 0,0035

57⁄82 127 19,50 29,06 4,276 109 0,0178 0,0093 0,0065 0,0034

57⁄82 127 20,50 30,55 4,214 107 0,0173 0,0090 0,0070 0,0037

51⁄22 140 21,90 32,63 4,778 121 0,0222 0,0116 0,0072 0,0038

51⁄22 140 24,70 36,80 4,670 119 0,0212 0,0111 0,0082 0,0043

59⁄16 141 22,20 33,08 4,859 123 0,0229 0,0120 0,0071 0,0037

59⁄16 141 25,25 37,62 4,733 120 0,0218 0,0114 0,0083 0,0043

65⁄82 168 31,90 47,53 5,761 146 0,0322 0,0168 0,0104 0,0054

75⁄82 194 29,25 43,58 6,969 177 0,0472 0,0246 0,0093 0,0049

Tabla 4a: Tubería de perforación.



CAPÍTULO

9


in. mm in. mm lb/ft kg/m bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m

131⁄2 89 1,500 38 26,64 39,69 0,00219 0,0011 0,0097 0,0051

141⁄8 105 2,000 51 34,68 51,67 0,00389 0,0020 0,0126 0,0066

143⁄4 121 2,250 57 46,70 69,58 0,00492 0,0026 0,0170 0,0089

167⁄8 152 2,250 57 82,50 122,93 0,00492 0,0026 0,0301 0,0157

161⁄4 159 2,250 57 90,60 134,99 0,00492 0,0026 0,0330 0,0172

161⁄2 165 2,813 71 91,56 136,42 0,00768 0,0040 0,0334 0,0174

163⁄4 171 2,250 57 108,00 160,92 0,00492 0,0026 0,0393 0,0205

173⁄4 197 2,813 71 138,48 206,34 0,00768 0,0040 0,0507 0,0264

187⁄8 203 2,813 71 150,48 224,22 0,00768 0,0040 0,0545 0,0284

191⁄2 241 3,000 76 217,02 323,36 0,00874 0,0046 0,0789 0,0412

107⁄8 254 3,000 76 242,98 362,04 0,00874 0,0046 0,0884 0,0461

111⁄4 286 3,000 76 314,20 468,16 0,00874 0,0046 0,1142 0,0596

Tabla 5: Portamechas.

Tamaño Tamaño DI Peso CapacidadNominal DE (in.) (lb/ft) (bbl/ft)

11⁄2 15⁄16 1,610 2,75 0,0025

2 23⁄8 1,995 4,60 0,0039

21⁄2 27⁄8 2,441 6,40 0,0058

3 31⁄2 2,992 10,20 0,0087

31⁄2 4 3,476 11,00 0,0117

4 41⁄2 3,958 12,60 0,0152

Tabla 6: Tubería API (estándar).


in. mm in. mm lb/ft kg/m bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m

31⁄2 89 2,063 52 25,30 37,70 0,0042 0,0022 0,0092 0,0048

31⁄2 89 2,250 57 23,20 34,57 0,0050 0,0026 0,0084 0,0044

47⁄8 102 2,563 65 27,20 40,53 0,0064 0,0033 0,0108 0,0056

41⁄2 114 2,750 70 41,00 61,09 0,0074 0,0039 0,0149 0,0078

57⁄8 127 3,000 76 49,30 73,46 0,0088 0,0046 0,0180 0,0094

51⁄2 140 3,375 86 57,00 84,93 0,0112 0,0058 0,0210 0,0110

65⁄8 168 4,500 114 70,80 105,49 0,0197 0,0103 0,0260 0,0136

Tabla 4b: Tubería de perforación extrapesada


9


Las bombas de lodo hacen circular el lodo a presión durante la operación deperforación. Las bombas de lodo son bombas de émbolo y suelen ser llamadasbombas de “desplazamiento positivo” o bombas “alternativas”. Estas bombas tienendos o tres émbolos (pistones) que realizan un movimiento de vaivén dentro de loscilindros (liners). Un ciclo de vaivén completo constituye una carrera (stk - según elinglés “stroke”) y es igual a la rotación del cigüeñal; por lo tanto, 1 stk/min = RPM.Las bombas de dos émbolos se llaman bombas dúplex y las bombas de tres émbolosse llaman bombas triplex. Las bombas triplex se usan más actualmente.

El caudal de la bomba de lodo puede ser calculado o está enumerado en las tablas,y tiene las unidades bbl/stk o gal/stk. La velocidad de circulación efectiva, tambiénllamada caudal de la bomba, está indicada por las unidades bbl/min o gal/min. Lavelocidad de circulación efectiva es determinada multiplicando el caudal de labomba (bbl/stk) por la velocidad de la bomba (stk/min) y una eficiencia volumétrica.Esta eficiencia está frecuentemente indicada por un porcentaje y puede variar de 85 a100%. Las bombas de lodo modernas usan bombas centrífugas de carga paramantener una presión positiva en la succión de la bomba de lodo, para lograr unamejor eficiencia. Las tablas 7a y 7b de este capítulo se refieren a las bombas de lodoque tienen una eficiencia de 100%. Cabe notar que todas las ecuacionesproporcionadas a continuación que están relacionadas con el caudal de la bomba,incluyen un factor de eficiencia.

BOMBAS TRIPLEX DE LODO

Los émbolos de una bomba triplex de lodo sólo funcionan durante la carrera deida y tienen generalmente pequeñas carreras (en el rango de 6 a 12 in.), y operana velocidades que varían de 60 a 120 stk/min.

La ecuación general para calcular el caudal de una bomba triplex es lasiguiente:

3 x 3,1416 x DI2Liner x L x Rend

VCaudal de la Bomba =4

Donde:VCaudal de la Bomba = Caudal de la bomba/carreraDILiner = DI del linerL = Longitud de la carrera de la bombaRend = Rendimiento de la bomba (decimal)

Si el DI del liner y la longitud de la carrera están expresados en pulgadas, elcaudal de la bomba para una bomba triplex de lodo en bbl/stk es:

DI2Liner (in.) x L (in.) x Rend (decimal)

VCaudal de la Bomba (bbl/stk) =4.116


Liner (in.) x L (in.) x Rend (decimal)VCaudal de la Bomba (l/stk) =

25,90o

DI2Liner (mm) x L (mm) x Rend (decimal)

VCaudal de la Bomba (l/stk) =424.333

Cálculo del Caudal de la Bomba



CAPÍTULO

9

DI Liner Longitud de la Carrera (in.)

(in.) 7 71⁄2 8 81⁄2 9 91⁄2 10 11 12 14

37⁄8 0,015 0,016 0,017 0,019 0,020 0,020 0,022 0,024 0,026 —

31⁄4 0,018 0,019 0,021 0,022 0,023 0,024 0,026 0,028 0,031 —

31⁄2 0,021 0,022 0,024 0,025 0,027 0,028 0,030 0,033 0,036 —

33⁄4 0,024 0,026 0,027 0,029 0,031 0,032 0,034 0,038 0,041 —

47⁄8 0,027 0,029 0,031 0,033 0,035 0,036 0,039 0,043 0,047 —

41⁄4 0,031 0,033 0,035 0,037 0,039 0,041 0,044 0,048 0,053 —

41⁄2 0,034 0,037 0,039 0,042 0,044 0,045 0,049 0,054 0,059 —

43⁄4 0,038 0,041 0,044 0,047 0,049 0,051 0,055 0,060 0,066 —

57⁄8 0,043 0,045 0,049 0,052 0,055 0,056 0,061 0,067 0,073 0,085

51⁄4 0,047 0,050 0,054 0,057 0,060 0,062 0,067 0,074 0,080 0,094

51⁄2 0,051 0,055 0,059 0,062 0,066 0,068 0,073 0,081 0,088 0,103

53⁄4 0,056 0,060 0,064 0,068 0,072 0,074 0,080 0,088 0,096 0,112

67⁄8 0,061 0,065 0,070 0,074 0,079 0,081 0,087 0,096 0,105 0,122

61⁄4 0,066 0,071 0,076 0,081 0,085 0,088 0,095 0,104 0,114 0,133

61⁄2 0,072 0,077 0,082 0,087 0,092 0,095 0,103 0,113 0,123 0,144

63⁄4 0,077 0,083 0,088 0,094 0,100 0,102 0,111 0,122 0,133 0,155

77⁄8 0,083 0,089 0,095 0,101 0,107 0,110 0,119 0,131 0,143 0,167

71⁄2 — — — — — — 0,137 0,150 0,164 0,191

87⁄8 — — — — — — 0,155 0,171 0,187 0,218

Tabla 7a: Caudal de una bomba triplex (bbl/stk).

DI Liner Longitud de la Carrera (mm)(mm) 177,8 190,5 203,2 215,9 228,6 241,3 254,0 279,4 304,8 355,6

176,2 0,0024 0,0025 0,0027 0,0030 0,0032 0,0032 0,0035 0,0038 0,0041 —

182,6 0,0029 0,0030 0,0033 0,0035 0,0037 0,0038 0,0041 0,0045 0,0049 —

188,9 0,0033 0,0035 0,0038 0,0040 0,0043 0,0045 0,0048 0,0052 0,0057 —

195,3 0,0038 0,0041 0,0043 0,0046 0,0049 0,0051 0,0054 0,0060 0,0065 —

101,6 0,0043 0,0046 0,0049 0,0052 0,0056 0,0057 0,0062 0,0068 0,0075 —

108,0 0,0049 0,0052 0,0056 0,0059 0,0062 0,0065 0,0070 0,0076 0,0084 —

114,3 0,0054 0,0059 0,0062 0,0067 0,0070 0,0072 0,0078 0,0086 0,0094 —

120,7 0,0060 0,0065 0,0070 0,0075 0,0078 0,0081 0,0087 0,0095 0,0105 —

127,0 0,0068 0,0072 0,0078 0,0083 0,0087 0,0089 0,0097 0,0107 0,0116 0,0135

133,4 0,0075 0,0080 0,0086 0,0091 0,0095 0,0099 0,0107 0,0118 0,0127 0,0149

139,7 0,0081 0,0087 0,0094 0,0099 0,0105 0,0108 0,0116 0,0129 0,0140 0,0164

146,1 0,0089 0,0095 0,0102 0,0108 0,0114 0,0118 0,0127 0,0140 0,0153 0,0178

152,4 0,0097 0,0103 0,0111 0,0118 0,0126 0,0129 0,0138 0,0153 0,0167 0,0194

158,8 0,0105 0,0113 0,0121 0,0129 0,0135 0,0140 0,0151 0,0165 0,0181 0,0211

165,1 0,0114 0,0122 0,0130 0,0138 0,0146 0,0151 0,0164 0,0180 0,0196 0,0229

171,5 0,0122 0,0132 0,0140 0,0149 0,0159 0,0162 0,0176 0,0194 0,0211 0,0246

177,8 0,0132 0,0142 0,0151 0,0161 0,0170 0,1100 0,0189 0,0208 0,0227 0,0266

190,5 — — — — — — 0,0218 0,0239 0,0261 0,0304

203,2 — — — — — — 0,0246 0,0272 0,0297 0,0347

Tabla 7b: Caudal de una bomba triplex (m3/stk).


9


BOMBAS DÚPLEX DE LODO

Los émbolos de una bomba dúplex de lodo funcionan en ambas direcciones, demanera que el cilindro trasero hace que el vástago de la bomba se mueva a través desu volumen desplazado y ocupe parte del mismo. La diferencia entre los cálculospara una bomba dúplex y los cálculos para una bomba triplex es que el volumen dedesplazamiento del vástago de la primera debe ser restado del volumen contenido enuno de los cilindros, además de la diferencia en el número de cilindros de bombeo, osea 4 para la dúplex y 3 para la triplex. Las bombas dúplex tienen generalmentecarreras más largas (de 10 a 18 in.) y funcionan a una velocidad más bajacomprendida en el rango de 40 a 80 stk/min.

La ecuación general para calcular el caudal de una bomba dúplex es lasiguiente:

2πVCaudal de la Bomba = x DI2

Liner x L + (DI2Liner – DE2

Vástago) x L x Rend4 [ ]

Donde:VCaudal de la Bomba = Caudal de la bomba/carreraDILiner = DI del linerDEVástago = DE del vástagoL = Longitud de la carrera de la bombaRend = Rendimiento de la bomba (decimal)

El caudal de la bomba en bbl/carrera para una bomba dúplex con el DI delliner, el DE del vástago y la longitud de la carrera en pulgadas.

VCaudal de la Bomba (bbl/stk) =2 x ID2

Liner (in.) – OD2Vástago (in.)

x L (in.) x Rend (decimal)[ 6.174 ]En unidades métricas:

VCaudal de la Bomba (l/stk) =2 x ID2

Liner (in.) – OD2Vástago (in.)

x L (in.) x Rend (decimal)[ 38,85 ]o

VCaudal de la Bomba (l/stk) =2 x ID2

Liner (mm) – OD2Vástago (mm)

x L (mm) x Rend (decimal)[ 636.500 ]



CAPÍTULO

9

La Velocidad Anular (comúnmente referida como VA) es la velocidad media a lacual un fluido está fluyendo dentro de un espacio anular. Se requiere unavelocidad anular mínima del lodo para lograr la limpieza apropiada del pozo. Estavelocidad anular mínima depende de varios factores, incluyendo la velocidad depenetración, el tamaño de los recortes, el ángulo del pozo, la densidad del lodo yla reología. Estos aspectos están descritos en el capítulo sobre la limpieza del pozo.

La siguiente ecuación calcula la velocidad anular basándose en el caudal de labomba y el volumen anular del pozo:

caudal de la bomba VCaudal de la BombaVA = =volumen anular VAn

VCaudal de la Bomba (bbl/min)VA (ft/min) =

VAn (bbl/ft)

VCaudal de la Bomba (l/min)VA (m/min) =

VAn (l/m)Dondee:VA = Velocidad AnularVCaudal de la Bomba = Caudal de la bombaVAn = Volumen anular

Cuando el caudal de la bomba de lodo está indicado en bbl/min y el DI delpozo y el DE de la tubería están indicados en pulgadas, la velocidad anular enft/min es:

VCaudal de la Bomba (bbl/min) x 1.029VA (ft/min) =

DIPozo2 (in.) – DETubería

2 (in.)o

VCaudal de la Bomba (gal/min) x 24,5VA (ft/min) =

DIPozo2 (in.) – DETubería

2 (in.)Donde:DIPozo = DI del pozo abierto o la tubería de revestimiento (in.)DETubería = DE de la tubería de perforación o los portamechas (in.)

En unidades métricas:VCaudal de la Bomba (l/min) x 1,974

VA (m/min) =DIPozo

2 (in.) – DETubería2 (in.)

oVCaudal de la Bomba (l/min) x 1,273

AV (m/min) =DIPozo

2 (mm) – DETubería2 (mm)

Velocidad Anular


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El tiempo de circulación total es el tiempo (o número de carreras) requerido paraque el lodo circule a partir de la succión de la bomba, bajando por la columna deperforación, saliendo por la barrena, subiendo de nuevo por el espacio anular hastala superficie, pasando a través de los tanques, y finalmente, regresando de nuevo ala succión de la bomba.

Este tiempo también se llama “tiempo de ciclo del lodo” y se calcula de lasiguiente manera:

VSistemaTiempo de circulación total (min) =VCaudal de la Bomba

Donde:VSistema = Volumen total del sistema (activo) (bbl o m3)VCaudal de la Bomba = Caudal de la bomba (bbl/min o m3/min)

Circulación total (carreras) = Tiempo de circulación total (min) x velocidad de labomba (stk/min)

El tiempo del fondo a superficie es el tiempo (o número de carreras) requeridopara que el lodo circule desde la barrena ubicada al fondo del pozo hasta lasuperficie, subiendo por el espacio anular. El tiempo del fondo a superficie secalcula de la siguiente manera:

VEspacio AnularTiempo del fondo a superficie (min) =VCaudal de la Bomba

Donde:VEspacio Anular = Volumen anular (bbl o m3)VCaudal de la Bomba = Caudal de la bomba (bbl/min o m3/min)

Retorno (carreras) = tiempo del fondo a superficie (min) x velocidad de la bomba(stk/min)

El tiempo de ciclo en el pozo es el tiempo (o número de carreras) requerido paraque el lodo circule a partir de la succión de la bomba, bajando por la columna deperforación, saliendo por la barrena, subiendo de nuevo por el espacio anular hastala superficie, calculado de la siguiente manera:

VPozo – VDespl Col PerfTiempo de ciclo en el pozo (min) =VCaudal de la Bomba

Dondee:VPozo = Volumen total del pozo (bbl o m3)VDespl Col Perf = Desplazamiento de la columna de perforación (bbl o m3)VCaudal de la Bomba = Caudal de la bomba (bbl/min o m3/min)

Ciclo en el pozo (carreras) = Tiempo de ciclo en el pozo (min) x velocidad de labomba (stk/min)

OBSERVACIÓN: Los tiempos de carrera también pueden ser calculados dividiendo unvolumen determinado por el caudal de la bomba en bbl/stk o m3/stk.

Tiempos de Circulación



CAPÍTULO

9

La presión hidrostática (PHID) es la presión ejercida por el peso de un líquidosobre su “contenedor” y es función de la densidad del fluido y de la ProfundidadVertical Verdadera (TVD), de la manera indicada por la ecuación proporcionada acontinuación. En un pozo, se trata de la presión ejercida sobre la tubería derevestimiento y las secciones del pozo abierto, y es la fuerza que controla losfluidos de la formación e impide el derrumbamiento del pozo.

Presión hidrostática = peso del lodo x profundidad vertical verdadera x factorde conversión

Unidades norteamericanas:PHID (lb/in.2) = Peso del lodo (lb/gal) x TVD (ft) x 0,052

12 in./ftFactor de conversión 0,052 =

231 in.3/galUnidades métricas:

Peso del lodo (kg/l) x TVD (m)PHID (bar) =

10,2

La presión hidrostática y la hidráulica del pozo están descritas detalladamente enlos capítulos sobre Predicción de la Presión, Control de la Presión, y Estabilidad de laLutita y del Pozo.

OBSERVACIÓN: Recordar que la densidad del lodo (peso del lodo) cambia con latemperatura y la presión. Esta variación es más marcada en los pozos profundoscalientes donde se usan salmueras claras y lodos base aceite o sintético.

Presión Hidrostática


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PROBLEMA 1: CÁLCULOS TÍPICOS CONUNIDADESNORTEAMERICANAS

Datos:Revestimiento de superficie: 1.850 ft de13 3/8 in. 48 lb/ftTubería de revestimiento intermedia:8.643 ft de 9 5/8 in. 32,30 lb/ftTubería de revestimiento corta: 8.300 a14.500 ft de 7 in. 20 lb/ftDiámetro de la barrena: 6 1/8 in.Profundidad Total (TD): 17.800 ftColumna telescópica de perforación:

tubería de perforación de 5 in.19,50 lb/ft hasta 8.000 ft3 1/2 in., 13,3 lb/ft hasta 16.800 ft1.000 ft de portamechas de 4 3/4in. DE x 2 1/4 in. DI

Sistema de superficie: Tres tanques: 7 ft dealto, 6 ft de ancho,31 ft de largo. Endos tanques hay 64in. de lodo, y en elotro tanque hay 46in. de lodo con lacolumna deperforación dentrodel pozo.

Peso del lodo: 16,3 lb/galBombas de lodo: Triplex: 6 1/2 in. x 12 in., 50 stk/min, con un rendimiento de95%

Parte I: Determinar la capacidad total del sistema de superficie en bbl, bbl/fty bbl/in.VTanque(ft3) 1 Tanques = 6 ft x 31 ft x 7 ft = 1.302 ft3

VTanque(ft3) 3 Tanques = 1.302 x 3 pits = 3.906 ft3

VTanque(bbl) 3 Tanques = 3,906 ÷ 5.61 ft3/bbl = 696,2 bblVTanque(bbl/ft) 3 Tanques = 697,5 ÷ 7 ft = 99,5 bbl/ftVTanque(bbl/in.) 3 Tanques = 697,5 ÷ (7 ft x 12 in./ft) = 8,30 bbl/in.

Parte II: Determinar el volumen total de lodo en el sistema de superficie enbblVLODO (bbl/in.) 1 Tanque = 8,30 ÷ 3 pits = 2,76 bbl/in.VLODO (bbl) 3 Tanque = 2,76 bbl/in. x (64 in. + 64 in. + 46 in.) = 481 bbl

Ejemplos de Problemas

Figura 5: Diagrama de pozo del Problema 1.

tubería de revestimiento de13 3/8 in. 48 lb/ft

1.850 ft

8.643 ft

14.500 ft

tubería de perforación de 5in. 19,5 lb/ft

tubería de revestimiento de9 5/8 in. 32,3 lb/ft8.000 ft

8.300 ft

tubería de perforación de 31/2 in. 13,3 lb/ft

tubería de revestimientocorta de 7 in. 20 lb/ft

pozo abierto de 6 1/8 in.

16.800 ft

portamechas de 4 3/4 in.46,7 lb/ft17.800 ft



CAPÍTULO

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Parte III: Determinar el volumen total del pozo sin la columna de perforación(CP) en el pozo.

Calcular el volumen de lodo en cada intervalo del pozo y sumar los volúmenes.9,0012

VPozo (tubería de revestimiento de 9 5/8 in) = x 8.300 = 0,0787 bbl/ft x 8.300 ft1.029

= 653,5 bbl

6,4562

VPozo (tubería de revestimiento corta de 7 in.) = x 6.200 = 0,0405 bbl/ft x 6.200 ft1.029

= 251,1 bbl

6,1252

VPozo (pozo abierto de 6 1/8 in.) = x 3.300 = 0,0365 bbl/ft x 3.300 ft = 120,3 bbl 1.029

Total VPozo (sin CP) = 653,5 + 251,1 + 120,3 = 1.024,9 bbl

Parte IV: Determinar el volumen total del pozo con la tubería de perforación(TP) dentro del pozo.Volumen dentro de la columna de perforación:

4,2762 bbl/ftVTubería (TP de 5 in.) = x 8.000 ft = 0,0178 bbl/ft x 8.000 ft = 142,2 bbl

1.029

2,7642

VTubería (TP de 3 1/2 in.) = x 8.800 = 0,0074 bbl/ft x 8.800 ft = 65,3 bbl 1.029

2,252

VTubería (Portamechas de 4 3/4 in) = x 1.000 = 0,0049 bbl/ft x 1.000 ft = 4,92 bbl 1.029

VP total de la columna de perforación = 142,2 + 65,3 + 4,92 = 212,4 bbl

Volumen en el espacio anular:9,0012 – 5,002 bbl/ft

VAn (Tubería de revestimiento – TP de 5 in.) = x 8.000 ft = 0,0544 bbl/ft 1.029

x 8,000 ft = 435,5 bbl

9,0012 – 3,52

VAn (Tubería de revestimiento – TP de 3 1/2 in.) = x 300 = 0,0668 bbl/ft x 300 ft 1.029

= 20,0 bbl

6,4562 – 3,52

VAn (Tubería de revestimiento corta – TP de 3 1/2 in) = x 6.200 = 0,0286 bbl/ft1.029

x 6.200 = 177,3 bbl

6,1252 – 3,52

VAn (Pozo abierto – TP de 3 1/2 in.) = x 2.300 = 0,0245 bbl/ft x 2.300 ft = 56,5 bbl1.029

6,1252 – 4,752

VAn (Pozo abierto – Portamechas de 4 3/4 in) = x 1.000 = 0,0145 bbl/ft x 1.000 ft1.029

= 14,6 bbl

VAn Total = 435,5 + 20,0 + 177,3 + 56,5 + 14,6 = 703,9 bbl

VPozo Total (con tubería) = 212,4 + 703,9 = 916,3 bbl

(El volumen total del pozo con la tubería dentro del pozo también podría sercalculada restando el desplazamiento de la columna de perforación de la capacidaddel pozo calculada en la Parte III.)

Parte V: Determinar el volumen total del sistema de circulación.VSistema Total = 916,4 + 481,0 = 1.397,4 bbl


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Parte VI: Determinar el caudal de la bomba (CB) en bbl/min y gal/min; eltiempo de circulación total (ciclo de lodo total); el tiempo de ciclo en elpozo; y el tiempo del fondo a superficie; en minutos y en carreras.

Determinar el caudal de la bomba a partir de las Tablas 7a y 7b, 6 1/2 in. x 12 in. =0,1229 bbl/stk a 100%

CB (bbl/min) = 50 stk/min x 0,1229 bbl/stk x 0,95 = 5,84 bbl/minCB (gal/min) = 5,84 bbl/min x 42 gal/bbl = 245 gal/minTiempo de circulación total (min) = 1.397 bbl ÷ 5,84 bbl/min = 239 minCirculación total (stk) = 239 min x 50 stk/min = 11.950 stkTiempo de ciclo en el pozo (min) = 916,4 bbl ÷ 5,84 bbl/min = 157 minCiclo en el pozo (stk) = 157 min x 50 = 7.846 stktiempo del fondo a superficie(min) = 704 ÷ 5,84 = 121 minRetorno (stk) = 121 min x 50 stk/min = 6.050 stk

Parte VII: Determinar la velocidad anular para cada intervalo anular.VA (Pozo abierto – Portamechas de 4 3/4 in.) = 5,84 bbl/min ÷ 0,0145 bbl/ft

= 402,6 ft/minVA (Pozo abierto – TP de 3 1/2 in.) = 5,84 bbl/min ÷ 0,0245 bbl/ft

= 238,4 ft/minVA (Tubería de revestimiento corta de 7 in. – TP de 3 1/2 in.) = 5,84 bbl/min ÷

0,0286 bbl/ft = 204,1 ft./minVA (Tubería de revestimiento de 9 5/8 in. – TP de 5 in.) = 5,84 bbl/min ÷

0,0544 bbl/ft = 107,4 ft/minVA (Tubería de revestimiento de 9 5/8 in. – TP de 3 1/2 in.) = 5,84 bbl/min ÷

0,0668 bbl/ft = 87,4 ft/min

Parte VIII: Determinar la presión hidrostática al fondo del pozo causada por ladensidad del lodo.

PHID = 17.800 ft x 16,3 lb/gal x 0,052 = 15.087 lb/in.2



CAPÍTULO

9

PROBLEMA 2: CÁLCULOS TÍPICOSUSANDO UNIDADES MÉTRICAS

Datos: Revestimiento de superficie: 1.600 m de 13 3/8 in. 48

lb/ft, 323 mm DIDiámetro de la barrena: 250,8 mm (9 7/8 in.)Profundidad total: 4.200 mColumna de perforación: 5 in. 19,50 lb/ft, 127 mm

DE, 108,6 mm DI, 200 m deportamechas de 185 mm DEx 72 mm DI (7 1/4 in. x 23/4 in.)

Sistema de superficie: 2 tanques: 4 m de

profundidad, 3 m de ancho,10 m de largo. Ambostanques tienen 2,5 m de lodocon la columna deperforación dentro del pozo.

Peso del lodo: SG 1,50 ó 1.500 kg/m3Bombas de lodo: Triplex: 152,4 mm (6

in.) x 304,8 mm (12in.), 110 stk/min, conun rendimiento de 90%

Parte I: Determinar la capacidad total del sistema de superficie en m3, m3/my m3/cm.VTanque (m3) 1 tanque = 4 m x 3 m x 10 m = 120 m3

VTanque (m3) 2 tanques = 120 m3 x 2 = 240 m3

VTanque (m3/m) 2 tanques = 240 m3 ÷ 4 = 60 m3/m VTanque (m3/cm) 2 tanques = 60 m3/m ÷ 100 cm/m = 0,60 m3/cm

Parte II: Determinar el volumen total de lodo en el sistema de superficie en m3.VLodo (m3) 2 tanques = 60 m3/m x 2,5 m = 150 m3

Parte III: Determinar el volumen total del pozo sin la columna deperforación (CP) en el pozo.Calcular el volumen de lodo en cada intervalo del pozo y sumar los volúmenes

DIPozo2 (mm)

VPozo (m3) = x L (m)1.273.000

3232 mm2

VTub. Revest. (m3) = x 1.600 m = 131,1 m3

1.273.000

250.82 mm2

VPozo Abierto (m3) = x 2.600 m = 128.4 m3

1.273.000Sistema total sin la columna de perforación:

VSistema = VTub. Revest. + VPozo Abierto = 131,1 m3 + 128,4 m3 = 259,5 m3

Figura 6: Diagrama de pozo del Problema 2.

tubería derevestimiento de13 3/8 in. 48 lb/ft,323 mm DI

1.600 m

pozo abierto de 97/8 in. (250,8mm)

tubería deperforación de 5in. 19,5 lb/ft (127mm x 108,6 mm)

4.000 m

portamechas de 7 1/4 in.x 2 3/4 in. (185 mm x 72mm 4.200 m


9


Parte IV: Determinar el volumen total del pozo con la columna deperforación (CP) dentro del pozo.Volumen dentro de la columna de perforación:

IDCP2 (mm)

VColumna de Perf. (m3) = x L (m)1.273.000

108,62 mm2

VYP (m3) = x 4.000 m = 37,1 m3

1.273.000

722 mm2

VPortamechas (m3) = x 200 m = 0,8 m3

1.273.000

Volumen total dentro de la columna de perforaciónVColumna de Perf. = VTP + VPortamechas = 37,1 m3 + 0,8 m3 = 37,9 m3

Volumen en el espacio anular:DIPozo

2 (mm) – DECP2 (mm)

VEspacio Anular (m3) = x L (m)1.273.000

3232 mm2 – 1272 mm2

VAn(Tub. Rev. TP) (m3)= x1.600m=0,06927x1.600 =110,8m3

1.273.000

250,82 mm2 – 1272 mm2

VAn(Pozo Abierto TP) (m3) = x 2.400 m = 0,03673 x 2.400 = 88,2 m3

1.273.000

250,82 mm2 – 1852 mm2

VAn(Pozo Abierto Portamechas) (m3) = x 200 m = 0,02252 1.273.000

x 200 = 4,5 m3

VEspacio Anular Total = VAn(Tub. Rev. TP) + VAn (DE TP) + VAn(Pozo Abierto Portamechas)= 110,8 m3 + 88,2 m3 + 4,5 m3 = 203,5 m3

VPozo con CP = VEspacio Anular + VCP = 203,5 m3 + 37,9 m3 = 241,4 m3

Parte V: Determinar el volumen total del sistema de circulación.VTotal = VPozo/CP + VSuperficie = 241,5 m3 + 150 m3 = 391,5 m3

Parte VI: Tiempo de ciclo de lodo total y tiempo del fondo a superficie.DITub. Rev. Corta

2 (mm) x L (mm) x Rend (decimal)VCaudal de la Bomba (l/stk) =

424.333

152,42mm2 x 304,8 mm x 0,9VCaudal de la Bomba (l/stk) = = 15,01 l/stk

424.333

VCaudal de la Bomba (l/min) = 15,01 l/stk x 110 stk/min = 1.651 l/min = 1,651 m3/min

391,4 m3

Tiempo de circulación total (min) = = 237 min1,651 m3/min

Circulación total (stk) = 237 min x 110 stk/min = 26.070 stk

241,4 m3

Tiempo de ciclo en el pozo (min) = = 146 min1,651 m3/min

Ciclo en el pozo (stk) = 146 min x 110 stk/min = 16.060 stk

203,5 m3

Tiempo del fondo a superficie (min) = = 123 min1,651 m3/min

Retorno (stk) = 123 min x 110 stk/min = 13.530 stk

La capacidad de realizar un balance de materiales constituye un elementoesencial de la ingeniería de fluidos de perforación. Los análisis de sólidos, lasdiluciones, y la ecuaciones de densidad creciente y mezcla están basados en losbalances de materiales.

El concepto de balance de materiales está basado en la ley de conservación de lamasa, la cual estipula que la masa no puede ser ni creada ni destruida.Simplemente dicho, la suma de los componentes debe ser igual a la suma de losproductos. Este concepto es válido para la masa y los átomos, pero no es siempreválido para las soluciones y los compuestos, debido a las solubilidades y lasreacciones químicas. Matemáticamente, el concepto de balance de materiales estádividido en dos partes:I. El volumen total es igual a la suma de los volúmenes de los componentesindividuales.

VTotal = V1 + V2 + V3 + V4 + …

II. II. La masa total es igual a la suma de las masas de los componentesindividuales.

VTotalρTotal = V1 ρ1 + V2 ρ2 + V3 ρ3 + V4 ρ4 + …

Donde:V = Volumenρ = Densidad

OBSERVACIÓN: El balance de materiales es válido tanto para las unidadesnorteamericanas como para las unidades métricas, siempre que se use la misma unidadpara todos los cálculos.

Para resolver un balance de masas, primero se debe determinar los volúmenesy las densidades conocidas e incógnitas, e identificar los elementos comocomponentes o productos. Obsérvese que las siguientes ecuaciones estánexpresadas en unidades norteamericanas, pero la Tabla 1 y la Tabla 8 enumeranlas conversiones para el sistema métrico.



CAPÍTULO

9

Parte VII: Determinar la velocidad anular para cada intervalo anularcaudal de la bomba Vcaudal de la bombaVA = =

volumen anular Van

1,651 m3/minVA(Pozo Abierto Portamechas) = = 73 m/min

0,02252 m3/m

1,651 m3/minVA(Pozo Abierto TP) = = 45 m/min

0,03673 m3/m

1,651 m3/minVA(Tub. Rev. TP) = = 24 m/min

0,06927 m3/m

Parte VIII: Determinar la presión hidrostática al fondo del pozo causada por ladensidad del lodo.

1,5 kg/l x 4.200 mPHID= = 617,7 bar

10,2

Balance de Materiales


9


En general, las siguientes etapas permitenresolver las incógnitas:

Etapa 1. Dibujar un diagrama.Etapa 2. Determinar los componentes y

productos, señalar los volúmenes ylas densidades como valoresconocidos o incógnitas.

Etapa 3. Desarrollar el balance de masas yvolúmenes.

Etapa 4. Sustituir una incógnita en elbalance de masa y resolver laecuación.

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo demateriales.

EJEMPLO 1: PREPARACIÓN DE LODO DENSIFICADO.Problema: Determinar las cantidades de materiales para preparar 1.000 bbl

(159m3) de lodo de 16,0 lb/gal (1,92kg/l) con 20 lb/bbl (57 kg/m3) de M-IGEL,

®usando M-I BAR

®como agente

densificante. Etapa 1. Dibujar un diagrama.Etapa 2. Determinar las densidades y los

volúmenes con valores conocidos eincógnitas.

20 lb/bbl x 1,000 bblVGel = = 22 bbl

21,7 lb/gal x 42 gal/bblEtapa 3. Desarrollar el balance de masas y volúmenes.

VLodo ρLodo = VAgua ρAgua + VGel ρGel + VBar ρBar

VLodo = VAgua + VGel + VBar

A este punto, el balance de masas tiene dos incógnitas (VBar y VAgua) que puedenser determinadas usando ambas ecuaciones. Resolver el balance de volúmenes parauna incógnita y luego sustituirla en el balance de masas.

1.000 bbl = VAgua + 22 bbl + VBar

VBar (bbl) = (1.000 – 22) – VAgua = 978 – VAgua

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuaciónVLodo ρLodo = VAgua ρAgua + VGel ρGel + VBar ρBar

1.000 x 16 = VAgua x 8,345 + 22 x 21,7 + (978 – VAgua) x 3516.000 = VAgua x 8,345 + 477,4 + 34.230 – VAgua x 35VAgua (35 – 8,345) = 477,4 + 34.230 – 16.000 = 18.707,4

18.707,4VAgua = = 702 bbl

26,655

Figura 7b: Ejemplo 1: densidades y volúmenesconocidos.

H2O

Lodo16,0 lb/gal1.000 bbl

8,345 lb/gal? bbl

21,7 lb/gal22 bbl

35,0 lb/gal? bbl

M-I GEL

M-I BAR

Componentes ρ (lb/gal) V (bbl)

Agua 8,345 ?

M-I GEL 21,7 22 (ver abajo)

M-I BAR 35,0 ?

Producto — —

Lodo 16,0 1.000

Figura 7a: Diagrama del Ejemplo 1.

H2O

LodoρLodoVLodo

ρAguaVAguar

ρGelVGel

ρBarVBar

M-I GEL

M-I BAR



CAPÍTULO

9

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de materiales. El volumen de barita puede ser determinado a partir del balance de volúmenes.

VBar = (978 – VAgua) = 978 – 702 = 276 bbllbBar = 276 bbl x (35 lb/gal x 42 gal/bbl) = 276 bbl x 1.470 lb/bbl = 405.720 lb

405.720 lbM-I BAR = = 4.057 sx

100 lb/sx

Por lo tanto, para preparar 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 16,0 lb/gal (1,92 kg/l) con20 lb/bbl (57 kg/m3) de M-I GEL, la siguiente cantidad de material sería necesaria:

Utilizar las mismas ecuaciones y sustituir los siguientes valores:

EJEMPLO 2: PREPARACIÓN DE LODO DE AGUA SALADA.Problema: Determinar las cantidades de material para preparar 1.000 bbl (159m3)

de lodo de 14,0 lb/gal (1,68 kg/l) con 15 lb/bbl (42,8 kg/m3) de M-ISALT GEL

®y 150.000 mg/l de Cl-, usando M-I Bar como agente

densificante. Etapa 1. Dibujar un diagrama.Etapa 2. Determinar las densidades y los

volúmenes con valores conocidos e incógnitas.

15 lb/bbl x 1.000 bblVGel = = 16,5 bbl

21,7 lb/gal x 42 gal/bbl

Etapa 2a. Determinar la densidad del agua salada.

Agua 701 bbl 111,5 m3

M-I GEL 200 sx 9.074 kg

M-I BAR 4.057 sx 184,0 mt (1 mt = 1.000 kg)

Unidad Unidad Unidades E.U.A. a Unidades métricasPropiedad Norteamericana Métrica métricas a E.U.A.

(E.U.A.)

Densidad lb/gal kg/l lb/gal = kg/l x 8,345

Volumen bbl m3 bbl = m3 x 6,29

Peso lb kg lb = kg x 2,204

Peso lb toneladas lb = mt x 2.204(mt)

Concentración lb/bbl kg/m3 lb/gal = kg/m3 x 2,853

Densidad de 35 lb/gal 4,2 kg/l lb/gal = kg/l x 8,345barita

Bentonite density 21,7 lb/gal 2,6 kg/l lb/gal = kg/l x 8,345

bentonita

lb/galkg/l =

8,345bbl

m3=6,29

lbkg =

2,204lb

mt =2,204

lb/galkg/m3 =

2,853lb/gal

kg/l =8,345

lb/galkg/l =

8,345

Tabla 8: Conversiones del sistema métrico.

Figura 8: Diagrama del Ejemplo 2.

Sal H2O

Lodo14,0 lb/gal1.000 bbl

Agua salada? lb/gal

? bbl

21,7 lb/gal16,5 bbl

35,0 lb/gal? bbl

SALT GEL

M-I BAR


Agua salada ? ?

SALT GEL 21,7 16,5 (ver abajo)

M-I BAR 35,0 ?

Producto — —

Lodo 14,0 1.000


9


Para determinar la gravedad específica de una solución de sal, normalmente noes válido usar la densidad de agua y cloruro de sodio y simplemente resolver elbalance de masas, porque el volumen de los cristales de sal es diferente delvolumen de sal disuelta. Usar la siguiente ecuación para determinar la gravedadespecífica de una solución de cloruro de sodio.ρSolución de NaCl = 1 + 1,166 x 10–6 x (mg/l Cl–) – 8,375 x 10–13 x (mg/l Cl–)2 +

1,338 x 10–18 x (mg/l Cl–)3

ρ(kg/l)Solución de NaCl = 1 + 1,166 x 10–6 x (150.000) – 8,375 x 10–13 x (150.000)2 + 1,338 x 10–18 x (150.000)3

ρ(kg/l)NaCl Solution = 1 + 0,1749 – 0,01884 + 0,004516 = 1,1605 kg/lρNaCl Solution (lb/gal) = 1,1605 x 8,345 = 9,69 lb/gal

Etapa 3. Desarrollar el balance de masas y volúmenes.VLodo ρLodo = VAgua Salada ρAgua Salada + VGel ρGel + VBar ρBar

VLodo = VAgua Salada + VGel + VBar

A este punto, el balance de masas tiene dos incógnitas (VBar y VAgua) ) quepueden ser determinadas usando ambas ecuaciones. Resolver el balance devolúmenes para una incógnita y luego sustituirla en el balance de masas.

1.000 bbl = VAgua Salada + 16,5 bbl + VBar

VBar = 1.000 bbl – 16,5 bbl – VAgua Salada = 983,5 bbl – VAgua Salada

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuación.VLodo ρLodo = VAgua Salada ρAgua Salada + VGel ρGel + VBar ρBar

1.000 x 14,0 = VAgua Salada x 9,69 + 16,5 x 21,7 + 983,5 – VAgua Salada x 3514.000 = VAgua Salada x 9,67 + 358,1 + 34.422,5 – VAgua Salada x 35VAgua Salada (35 – 9,69) = 358,1 + 34.422,5 – 14.000 = 20.780,6

20.780,6VAgua Salada = = 821 bbl

25,31

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de material. Elvolumen de barita puede ser determinado a partir del balance de volúmenes.

VBar = VLodo – VGel – VAgua Salada = 1.000 – 16,5 – 821 = 162,5 bbl lbBar = 162,5 bbl x (35 lb/gal x 42 gal/bbl) = 162,5 bbl x 1.470 lb/bbl

= 238.875 lb238.875 lb

M-I BAR = = 2.389 sx100 lb/sx

El volumen de agua dulce necesario para lograr una densidad de agua saladapuede ser determinado usando las tablas de salmuera.

0,913 bbl de agua dulce x 821 bbl = 749,6 bbl de agua dulce86,4 lb/bbl de sal x 821 bbl = 70,934 lb = 709 sx

Por lo tanto, para preparar 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 14,0 lb/gal (1,68 kg/l)con 15 lb/bbl (42,8 kg/m3) de SALT GEL y 150.000 mg/l de sal, la siguientecantidad de material sería necesaria: Agua dulce 750 bbl 119,2 m3

NaCl 709 sacos 32,2 mt

SALT GEL 150 sacos 6,8 mt

M-I BAR 2,389 sacos 108,4 mt (1 mt = 1.000 kg)



CAPÍTULO

9

Sistema métrico: Usar las mismas ecuaciones y sustituir usando los factores deconversión (ver el Ejemplo 1).

EJEMPLO 3: MEZCLA DEL LODO.Problema: Determinar la cantidad de cada lodo a mezclar para obtener 1.000 bbl

(159 m3) de lodo de 14,0 lb/gal (1,68 kg/l).Volúmenes disponibles: 1.200 bbl de lodo de 11,2 lb/gal (lodo 1).

1.200 bbl de lodo de 15,4 lb/gal (lodo 2).Etapa 1. Dibujar un diagrama.Etapa 2. Determinar las componentes y

productos con valores conocidos e incógnitas.


VFinal ρFinal = VLodo1 ρLodo1 + VLodo2 ρLodo2

VFinal = VLodo1 + VLodo2

A este punto, el balance de masas también tiene dos incógnitas (VLodo1 y VLodo2).Resolver el balance de volúmenes para una incógnita y luego sustituirla en elbalance de masas.

1.000 bbl = VLodo1 + VLodo2

VLodo2 = 1.000 bbl – VLodo1

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuación.VFinal ρFinal = VLodo1 ρLodo1 + VLodo2 ρLodo2

1.000 x 14 = VLodo1 x 11,2 + (1.000 – VLodo1) x 15,4 14.000 = (VLodo1 x 11,2) + 15.400 – (VLodo1 x 15,4) VLodo1 (15,4 – 11,2) = 15.400 bbl – 14.000 bbl = 1.400

1.400 VLodo1 = = 333,3 bbl

(15,4 – 11,2)

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de material.VLodo2 = 1.000 bbl – VLodo1

VLodo2 = 1.000 – 333,3 = 666,7 bbl

Por lo tanto, para preparar 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 14,0 lb/gal (1,68kg/l), los siguientes volúmenes de lodos disponibles deberían ser mezclados:


Figura 9: Diagrama de mezcla del Ejemplo 3.

Lodo 1

Lodomezclado14,0 lb/gal1.000 bbl

11,2 lb/gal? bbl

15,4 lb/gal? bbl Lodo 2

333,3 bbl de lodo de 11,2 lb/gal 53 m3 de lodo de 1,34 kg/l

666,7 bbl de lodo de 15,4 lb/gal 106 m3 de lodo de 1,85 kg/l


Lodo1 11,2 ?

Lodo2 15,4 ?

Producto — —

Lodo mezclado 14,0 1.000


9


EJEMPLO 4: AUMENTO DEL PESO DEL LODO.Problema: Determinar la cantidad de M-I BAR necesaria para aumentar el peso de

1.000 bbl (159 m3) de lodo de 14,0 lb/gal (1,68 kg/l) a 16,0 lb/gal(1,92 kg/l), así como el volumen del nuevo sistema.

El aumento del peso del lodo es un proceso muy similar a la mezcla de lodos.En vez de mezclar lodos, este proceso mezcla lodo con barita u otro materialdensificante.

Etapa 1. Dibujar un diagrama.Etapa 2. Determinar las densidades y los

volúmenes con valores conocidos e incógnitas.


VFinal ρFinal = Vinicial ρinicial + VBar ρBar

VFinal = Vinicial + VBar

A este punto, el balance de masas también tiene dos incógnitas (VBar y VFinal).Resolver el balance de volúmenes para una incógnita y luego sustituirla en elbalance de masas.

VFinal = Vinicial + VBar

VFinal = 1.000 bbl + VBar

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuación.VFinal ρFinal = Vinicial ρinicial + VBar ρBar

(1.000 + VBar) x 16 = 1.000 x 14 + VBar x 35(1.000 x (16 – 14) = VBar x (35 – 16)

1.000 (16 – 14) 2.000VBar = = = 105,3 bbl

(35 – 16) 19105,3 bbl x 1.470 lb/bbl

M-I BAR = = 1,548 sx100 lb/sx

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de material.VFinal = Vinicial + VBar

VFinal = 1.000 bbl + 105,3 bbl = 1.105,3 bblPor lo tanto, para densificar 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 14,0 lb/gal (1,68 kg/l)

a 16,0 lb/gal (1,92 kg/l), se requiere el siguiente material: 1.548 sx de M-I BAR o 70,2 mt (1 mt = 1.000 kg)

El volumen final es de 1.105,3 bbl (175,7 m3).


Lodo inicial

Lodo final16,0 lb/gal? bbl

14,0 lb/gal1.000 bbl

35,0 lb/gal? bbl M-I BAR


Lodo Inicial 14,0 1,000

M-I BAR 35,0 ?

Producto — —

LodoFinal 16,0 ?



CAPÍTULO

9

Ahora se puede generalizar este balance de materiales específico para obteneruna fórmula de densificación que sea aplicable a cualquier volumen o densidad.

Fórmula de densificación (barita) en unidades norteamericanas:

(PL2 – PL1)Barita (lb/bbl) = 1.470(35 lb/gal – PL2)

Usando lb/gal para la densidad.PL = Peso de Lodo

Fórmula de densificación (barita) en unidades métricas:

(ρdeseada – ρinicial)Barita (kg/m3) = 4.200(4,2 kg/l – ρdeseada)

Usando kg/l para la densidad.

EJEMPLO 5: DILUCIÓN/REDUCCIÓN DEL PESO DEL LODO.La dilución o la reducción del peso del lodo también puede ser consideradacomo el proceso de mezcla de lodo, en el cual el lodo base agua o aceite esconsiderado como un lodo. La única diferencia en la mezcla del lodo es que nose conoce el volumen final.Problema: Reducir el peso de 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 16,0 lb/gal (1,92 kg/l)

a 12,0 lb/bbl (1,44 kg/l), permitiendoque el volumen final aumente.




VFinal ρFinal = VLodoρLodo + VAgua ρAgua

VFinal = VLodo + VAgua

A este punto, el balance de masas también tiene dos incógnitas (VFinal y VAgua)que pueden ser determinados usando ambas ecuaciones. Resolver el balance devolúmenes para una incógnita y luego sustituirla en el balance de masas.

VFinal = 1.000 bbl + VAgua

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuación.(1.000 + VAgua) x 12,0 = 1.000 x 16,0 + VAgua x 8,345 12.000 + VAgua x 12,0 = 16.000 + VAgua x 8,345 3,655 x VAgua = 4.000

4.000VAgua = = 1.094 bbl

3,655

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita.VFinal = 1.000 + 1.094 = 2.094 bbl

Por lo tanto, para reducir el peso de 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 16,0 lb/gal(1,92 kg/l) a 12,0 lb/gal (1,44 kg/l), se requiere 1.094 bbl (173,9 m3) de aguadulce.


Lodo inicial

Lodo final12,0 lb/gal? bbl

16,0 lb/gal1.000 bbl

8,345 lb/gal? bbl Agua


Lodo Inicial 16,0 1,000

Agua 8,345 ?

Producto — —

LodoFinal 12,0 ?


9


OBSERVACIÓN: Si se requiere un volumen tan grande para la dilución, tomar encuenta que podría ser más fácil y más económico mezclar 1.000 bbl de lodo fresco quediluir el lodo viejo.


EJEMPLO 6: REDUCIR EL CONTENIDO DE SÓLIDOS (USANDO UNA LECHADA DEBARITA/AGUA).Si el equipo de control de sólidos en el equipo de perforación no es suficientepara mantener el contenido de sólidos deseado, suele ser necesario reducir elporcentaje de sólidos mediante la dilución.

Problema: Reducir el contenido de sólidos de 1.000 bbl (159 m3) de lodo de 8 a6% y mantener el peso de lodo de 12,0 lb/gal(1,44 kg/l).

Para resolver este problema, se usa la ecuaciónde balance de masas con el contenido desólidos en vez de las densidades.



Etapa 3. Desarrollar el balance de masas y volúmenes.VFinalDSFinal = VinicialDSinicial + VLechada de Barita/AguaDSLechada de Barita/Agua

A este punto, el balance de masas también tiene dos incógnitas (VFinal yVLechada de Barita/Agua). Resolver el balance de volúmenes para una incógnita yluego sustituirla en el balance de masas.

VFinal = Vinicial + VLechada de Barita/Agua

VFinal = 1.000 bbl + VLechada de Barita/Agua

Etapa 4. Sustituir una incógnita en el balance de masas y resolver la ecuación.VFinalDSFinal = VinicialDSinicial + VLechada de Barita/AguaDSLechada de Barita/Agua

(1.000 bbl+VLechada de Barita/Agua) x 6% = 1.000 bbl x 8%+VLechada de Barita/Agua x 0%6.000 + VLechada de Barita/Agua x 6 = 8.000VLechada de Barita/Agua = (8.000 – 6.000) ÷ 6 = 333,3

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular la densificación.VFinal = Vinicial + VLechada de Barita/Agua

VFinal = 1.000 + 333,3 = 1.333,3 bbl

Para mantener el peso de lodo de 12,0 lb/gal, será necesario calcular lacantidad de barita requerida en la lechada de barita/agua de 333,3 bbl. Usar elbalance de masas para determinar las cantidades de barita y agua requeridas parapreparar 333,3 bbl de lechada de 12,0 lb/gal.

VFinal = VAgua + VBarita

VAgua = VFinal - VBarita


Lodo inicial Lodo final6% sólidosperforados? bbl

8% sólidosperforados

1.000 bbl

0% sólidosperforados

? bbl

M-I BAR

Agua

Componentes Sólidos perforados (%) V (bbl)

Lodo Inicial 8 1.000

Agua 0 ?

Producto — —

LodoFinal 6 ?



CAPÍTULO

9

El objetivo final del balance de materiales por describir es la determinación delanálisis de sólidos. Se presentan dos casos: un sistema no densificado de aguadulce sin aceite y un sistema densificado que contiene sal y aceite.

Primero se describe el sistema no densificado. Los únicos componentes de estesistema son los Sólidos de Baja Gravedad Específica (LGS) y el agua. A los efectosde los cálculos, todos los sólidos de baja gravedad específica tienen una densidadde 21,7 lb/gal (SG 2,6), a menos que se especifique otra. En ambos casos, elproducto considerado es el fluido de perforación. El diagrama para este ejemplo esun diagrama de dos componentes.

LODO NO DENSIFICADO

El balance de materiales y la ecuación de volúmenes son los siguientes:VLodoρLodo = VAguaρAgua + VLGSρLGS

VLodo = VAgua + VLGS

Donde:VLodo = Volumen de lodoVAgua = Volumen de aguaVLGS = Volumen de Sólidos de Baja Gravedad EspecíficaρLodo = Densidad del lodo o peso del lodoρAgua = Densidad del aguaρLGS = Densidad de los Sólidos de Baja Gravedad Específica

Se conoce la densidad del agua, de los sólidos de baja gravedad específica y dellodo. Si el volumen de lodo es de 100% y se conoce el peso del lodo, el volumende LGS puede ser determinado. Primero, se debe resolver el volumen de agua en laecuación de volúmenes.

%VAgua = 100% – %VLGS

Luego, se puede sustituir esta ecuación en el balance de materiales.100% ρLodo = (100% – %VLGS) ρAgua + %VLGS ρLGS

Resolviendo para obtener el porcentaje en volumen de sólidos de bajagravedad específica, se obtiene la siguiente ecuación:

(ρLodo – ρAgua)%VLGS = 100%(ρLGS – ρAgua)

Análisis de Sólidos

333,3 bbl = (333,3 - VBarita) + VBarita

333,3 x 12 = (333,3 - VBarita) x 8,345 + VBarita x 35

3.999,6 = 2.781,4 - 8,345VBarita + 35 VBarita

3.999,6 - 2.781,4 = - 8,345 VBarita + 35 VBarita

1.218,2 = 26,655 VBarita

45,7 bbl = VBarita

Sacos de barita requeridos: 45,7 bbl x 14,7 sacos/bbl = 671,79 ó 672 sacos

Agua requerida: 333.3 bblFinal - 45,7 bblBarita = 287,6 bblAgua

Por lo tanto, para reducir el contenido de sólidos de 1.000 bbl (159 m3) delodo de 12,0 lb/gal (1,44 kg/l) de 8 a 6%, manteniendo el peso del lodo, lassiguientes cantidades son necesarias:

287,5 bbl (45,7 m3) de agua dulce672 sx (45,7 bbl o 30,5 mt) de M-I BAR


9


LODO NO DENSIFICADO

Problema: Un lodo de agua dulce no densificado tiene una densidad de 9,2 lb/gal.Determinar el porcentaje de sólidosde baja gravedad específica en elsistema.

(ρLodo – ρAgua)%VLGS = 100 x(ρLGS – ρAgua)(9,2 – 8,345)

%VLGS = 100 x = 6,4%(21,7 – 8,345)

La ecuación también es válida para lasunidades métricas. Si este lodo tiene unagravedad específica de 1,10, ¿cuál es elporcentaje de sólidos de baja gravedadespecífica

(ρLodo – ρAgua)%VLGS = 100 x(ρLGS – ρAgua)(1,10 – 1,0)

%VLGS = 100 x = 6,25%(2,6 – 1,0)

OBSERVACIÓN: Para un sistema no densificado, utilizar la ecuación que antecedeserá más preciso que realizar una prueba de retorta.

LODO DENSIFICADO

El segundo caso se refiere a un sistemadensificado que contiene cloruro de sodio yaceite. Este balance de materiales constituyeuna de las evaluaciones de balance demateriales más complicadas de la ingeniería defluidos de perforación.

Para este ejemplo se proporcionan lossiguientes datos:

Se puede realizar un análisis de sólidos completo con esta información.Etapa 1. Dibujar un diagrama de los componentes.Etapa 2. Determinar las variables conocidas e incógnitas y calificar los

componentes. Usar la densidad apropiada para los HGS (sólidos de altagravedad específica), LGS (sólidos de baja gravedad específica) y el aceite.

Etapa 3. Escribir el balance de materiales y las ecuaciones de volúmenes.VLodo ρLodo = VHGS ρHGS + VLGS ρLGS + VSW ρSW + VAceite ρAceite

Peso de lodo 16,0 lb/gal

Cloruros 50.000 mg/l

Aceite (%) 5 (7,0 lb/gal)

Agua de retorta (%) 63

Material densificante M-I BAR (35,0 lb/gal)

Figura 14: Diagrama del lodo densificado.

Aceite

Sal

Lododensificado16,0 lb/gal100%

Aguasalada

? lb/gal ? %

7 lb/gal 5%

50.000 mg/l

8,345 lb/gal63%

21,7 lb/gal ?%

35,0 lb/gal ?%

Agua

Sólidos de bajagravedad esp.

M-I BAR

Componentes ρ (lb/gal) V (%)

HGS 35,0 ?

LGS 21,7 ?

Aceite 7,0 5%

Sal ? ?

Agua 8,345 63%

Producto — —

Lodo 16,0 100%

Figura 13: Diagrama de lodo no densificado.

Agua

Lodo nodensificado9,2 lb/gal100%

8,345 lb/gal? %

21,7 lb/gal? %

Sólidosperforados



CAPÍTULO

9

VLodo = VHGS + VLGS + VSW + VAceite = 100%

El volumen de agua salada no puede ser determinado directamente. La retortamide la cantidad de agua destilada en la muestra de lodo (VAgua). El volumen desal (VSal) puede ser calculado después de medir la concentración de cloruros delfiltrado (agua salada).

El volumen de agua salada es igual al volumen de agua de la retorta más elvolumen de sal calculado:

VSW = VAgua + VSal

Las ecuaciones son modificadas para utilizar estas variables.VLodo ρLodo = VHGS ρHGS + VLGS ρLGS + (VAgua + VSal) ρSW + VAceite ρAceite

VLodo = VHGS + VLGS + (VAgua + VSal) + VAceite = 100%Etapa 4. Desarrollar las ecuaciones correspondientes para resolver las

incógnitas.La densidad del agua salada (PAS) puede ser calculada a partir de la

concentración de cloruros. La siguiente ecuación representa un ajuste de la curvade densidad a concentración de cloruros para el cloruro de sodio.

SGAS = 1+1,166 x 10–6 x (mg/l Cl–) – 8,375 x 10–13 x (mg/l Cl–)2 + 1,338 x 10–18 x (mg/l Cl–)3

SGAS = 1+1,166 x 10–6 x (50.000) – 8,375 x 10–13 x (50.000)2 + 1,338 x 10–18 x (50.000)3 = 1,0564 kg/l

ρAS (lb/gal) = 1,0564 x 8,345 = 8,82 lb/gal

El porcentaje en peso de cloruro de sodio del agua salada es calculado por lasiguiente expresión:

mg/l Cl– x 1,65% NaCl (wt) =

SGAS x 10,00050,000 x 1,65

% NaCl (wt) = = 7,81%1,0564 x 10.000

El porcentaje en volumen de sal del lodo (VSal) puede ser calculado a partir dela gravedad específica y el porcentaje en peso de cloruro de sodio del agua saladapuede ser determinado por la siguiente ecuación:

100VSal = VAgua – 1[(SGAS (100 – % NaCl (wt))) ]

100VSal = 63% – 1 = 1,.69%[(1,0564 (100 – 7,81)) ]

Esta concentración de sal suele ser indicada en libras por barril, usando lasiguiente conversión:

mg/l Cl– x 1,65 3,5NaCl (lb/bbl) = (VAgua + VSal) x x

10.000 10050.000 x 1,65 3,5

NaCl (lb/bbl) = (63 + 1,69) x x = 18,68 lb/bbl10.000 100

Etapa 5. Usar el balance de materiales y las ecuaciones de volúmenes pararesolver las incógnitas restantes.


9


VHGS y VLGS son las únicas incógnitas restantes. Primero se resuelve la ecuaciónde volúmenes para VLGS en términos de VHGS y después se sustituye estaecuación dentro de la ecuación del balance de materiales para obtener:

VLodo ρLodo = VHGS ρHGS + VLGS ρLGS + (VAgua + VSal) ρAS + VAceite ρAceite

VHGS ρHGS = VLodo ρLodo – (100 – VAgua – VSal – VAceite – VHGS) ρLGS – (VAgua + VSal)ρAS – VAceite ρAceite

100 ρLodo – (100 – VAgua – VSal – VAceite) ρLGS – (VSal + VAgua) ρAS – VAceite ρAceiteVHGS =ρHGS – ρLGS

10 x 16 - (100 - 63 - 1,69 - 5 ) x 21,7 - (1,69 + 63) x 8,8 - 7 -5VHGS = = 25,41%

( - 21,7 )

Esta concentración es convertida en unidades lb/bbl, de la siguiente manera:VHGSHGS = x ρHGS100

25,41%HGS (lb/bbl) = x (35 lb/gal x 42 gal/bbl) = 373,5 lb/bbl

100

Luego se puede determinar VLGS usando la ecuación de volúmenes:VLGS = 100% – VAgua – VSal – VAceite – VHGS

VLGS = 100% – 63% – 1,69% – 5% – 25,41% = 4,9%

Esta concentración es convertida en unidades lb/bbl, de la siguiente manera:VLGSLGS = x ρLGS100

4,9%LGS (lb/bbl) = x (21,7 lb/gal x 42 (gal/bbl)) = 44,7 lb/bbl

100

Se examina un resumen del análisis de sólidos terminado para verificar losvolúmenes y los pesos.

672,1ρLodo (lb/gal) = = 16,0 lb/gal

42La concentración de bentonita (VBENT) y sólidos perforados (VSP) puede ser

determinada si se conoce la Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC) del lodoy de los sólidos perforados (tal como se mida durante la Prueba de Azul deMetileno (MBT)).

Se considera que los VLGS se componen solamente de sólidos perforados ybentonita. La relación (F) entre la CEC de sólidos perforados y la CEC debentonita comercial es la fracción de bentonita equivalente en los sólidosperforados. Si no se conoce la CEC, se usa un valor medio por defecto de 1/9 ó0,1111.

VLGS = VBENT + VSP

MBT = VBENT + F x VSP

Volumen (%)

VH20 63

VACEITE 5

VSAL 1,69

VHGS 25,41

VLGS 4,9

Total 100,0

Peso (lb/bbl)

H2O [0,63 x 350] 220,5

Aceite [0,05 x 7 x 42] 14,7

NaCl 18,7

HGS 373,5

LGS 44,7

Total 672,1



CAPÍTULO

9

Se resuelve la ecuación de volúmenes para VSP, sustituyéndola en la segundaecuación la cual queda simplificada de la siguiente manera, en unidades lb/bbl:

MBT – (F x LGS (lb/bbl))Bentonita (lb/bbl) =

(1 – F)

Continuando con el ejemplo, si se usa una MBT para el lodo de 25 lb/bbl, unaMBT para los sólidos perforados de 19,5 meq/100 g, y si la CEC para la bentonitacomercial es de 65 meq/100 g:

19,5F = = 0,30

6525 – (0,3 x 44,7)

Bentonita (lb/bbl) = = 16,6 lb/bbl(1 – 0,3)

Esta concentración es convertida en porcentaje de la siguiente manera:bentonita (lb/bbl) 16,6

VBENT = = = 1,82%9,1 9,1

El porcentaje y la concentración (lb/bbl) de sólidos perforados sondeterminados usando la ecuación de volúmenes:

VSP = VLGS – VBENTVSP = 4,9 – 1,82 = 3,08%

Sólidos perforados (lb/bbl) LGS (lb/bbl) – bentonita (lb/bbl)Sólidos perforados (lb/bbl) = 44,7 lb/bbl - 16,6 lb/bbl = 28,1 lb/bbl

Una medida que se usa para estimar la concentración de sólidos es la relaciónde sólidos perforados a bentonita:

VSP DS (lb/bbl)Relación SP/bentonita = =

VBENT bentonita (lb/bbl)3,07% 28,1 (lb/bbl)

Relación SP/bentonita = o = 1,691,82% 16,6 (lb/bbl)

Cálculo de Sólidos en Salmueras Complejas

El uso de sistemas de bajo contenido de sólidos o sistemas totalmente libres desólidos para perforar ciertas secciones de un pozo es cada vez más común. Laprincipal aplicación de estos sistemas es la perforación de la sección deyacimiento donde un contenido de sólidos minimizado produce daños a laformación excepcionalmente bajos. La densidad de estos sistemas no se ajustacon sólidos, sino con salmueras pesadas, y normalmente sólo se agrega unapequeña cantidad de sólidos solubles (carbonato de calcio o sales degranulometría determinada) para desarrollar un revoque fino por razones decontrol de filtrado.

OBSERVACIÓN: Las densidades indicadas en la tabla que antecede no deben usarse sinconsultar las tablas de salmuera para determinar los puntos de congelación y cristalización.

Densidad Máxima Densidad Máxima Salmuera (lb/gal) (kg/l)

NaCl 10.0 1.20CaCl2 11.6 1.39CaCl2 /CaBr2 15.6 1.87KCl 9.6 1.16NaBr 12.6 1.51CaBr2 15.1 1.81ZnBr2 19.2 2.30NaCOOH 11.2 1.34KCOOH 13.0 1.56CsCOOH 19.5 2.34


9


Los análisis de sólidos descritos anteriormente no aplican cuando se determinael contenido de sólidos perforados de estos sistemas, debido a la complejidad delos sistemas de sal que usan sales diferentes al cloruro de sodio. Para calcular elcontenido de sólidos de un sistema de salmuera, es esencial determinar ladensidad correcta de la salmuera y el peso correcto del lodo. Esto parece sencillo,pero algunos sistemas de polímeros tienden a retener aire, lo cual hace que seadifícil determinar el peso correcto del lodo, incluso cuando se usa una balanzaelectrónica o una balanza de lodo presurizada.

OBSERVACIÓN: El siguiente cálculo del contenido de sólidos sólo aplica a sistemasque contienen LGS.

ETAPA 1: PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL PESO DE LODO EN FLUIDOS DEALTA VISCOSIDAD CON AIRE RETENIDO.1) Colocar un matraz aforado calibrado de 100 ml en una balanza electrónica y

ajustarla a cero.2) Pesar 40 a 60 ml de fluido de perforación y registrar el resultado como “Peso

del Fluido de Perforación (DF)”.3) Llenar el matraz con agua desionizada hasta la marca de 100 ml y registrar el

resultado como “Peso del Fluido de Perforación (DF) + Agua (W)”. Arremolinarlentamente el matraz al llenarlo con agua para liberar el aire retenido en elfluido.

4) Calcular el peso del lodo de la siguiente manera:PesoFluido de PerforaciónρLodo (kg/l) =

100 – PesoFluido de Perforación + Agua + PesoFluido de Perforación

Donde:ml (Agua) = g(Agua) = PesoFluido de Perforación + Agua – PesoFluido de PerforaciónVolumenFluido de Perforación = 100 – ml (agua)

ETAPA 2: PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DE LA SALMUERA.Captar por lo menos 10 ml de filtrado API. Usar una centrífuga de laboratoriopara separar los sólidos de la salmuera clara en caso de filtrado muy bajo. Si lacentrífuga no produce una salmuera clara, usar un filtro microporoso o tratar deflocular los polímeros aumentando el pH con cristales de NaOH antes de usar lacentrífuga. Si se recupera aproximadamente 10 ml de salmuera clara, usar unpicnómetro (pequeño matraz aforado graduado especial) y la balanza electrónicapara determinar la densidad de la salmuera.

PesoSalmueraDensidad de la salmuera =VolumenSalmuera

Para calcular el contenido de LGS del fluido de perforación, usar el balance demasas.

(ρLodo – ρSalmuera)VLGS = 100%(ρLGS – ρSalmuera)

OBSERVACIÓN: Aplicar el balance de materiales si el sistema contiene fluidos noacuosos como los glicoles o el aceite.



CAPÍTULO

9

Un registro permanente debería ser realizado cada vez que un ingeniero de lodoejecuta un control del lodo. El trabajo del ingeniero de lodo es importante y susresponsabilidades son grandes. Los equipos de perforación y las operaciones deperforación son costosos. Las cuadrillas, los jefes de perforadores y la gerenciaconfían en el ingeniero de lodo para proporcionar la dirección y el control delelemento más importante de la operación de perforación – el lodo de perforación. Encierta medida, cada compañía de servicios que tiene algo que ver con el pozo, desdela perforación inicial hasta la completación, necesita la ayuda del ingeniero de lodo yel reporte de lodo.

Estos reportes deberían ser preparados de la manera más completa y más precisaposible. Estos reportes constituyen no solamente un registro permanente de suservicio y responsabilidad ante la compañía, sino también su contacto principal consu propia gerencia. Actualmente la mayoría de los equipos de perforación usanprogramas de computadoras para los reportes de lodo, pero a veces es necesario queel reporte de lodo sea llenado a mano (como se deben emitir cinco copias de estosreportes, se sugiere usar un bolígrafo para llenarlos). Se proporcionan ejemplos deambos tipos al final de este capítulo.

DISTRIBUCIÓN DEL REPORTE DE LODO DIARIO

La primera copia del reporte de lodo diario debe ser entregada a la compañíaoperadora. La segunda copia permanece en el equipo de perforación. La copianúmero tres es entregada a su gerente de distrito, para ser subsiguientementearchivada en la oficina de la división. La copia número cuatro es su copiapersonal y la copia número cinco es una copia extra. Si el operador deseaobtener una copia extra, usted puede entregarle la copia número cuatro yguardar la copia número cinco para sus archivos. Esta copia debe ser mantenidaen el archivo activo del ingeniero hasta que se termine el pozo, y luego serátransferida al archivo inactivo del ingeniero para ser archivada en “regiones” o“compañías”. Por lo tanto, cuanto más larga sea la estadía de un ingeniero enuna región determinada, más valioso se hará dicho ingeniero para su propiacompañía y para las compañías que operan en esta región.

Al usar programas de computadora, acuérdese de mantener en todo momentouna copia de seguridad de todos sus archivos, especialmente en el sitio delequipo de perforación donde la probabilidad de falla de las computadoras esbastante alta.

El Reporte de Lodo


9



CAPÍTULO

9

Unidades norteamericanas (ρ en lb/gal) Unidades métricas (ρ en kg/l)

Presión ∆P (psi) = TVD (ft) x ρLodo x 0,052

hidrostática

Peso del lodo paramatar el pozo

Peso del lodo de fracturación

Límite de presión ∆P (psi) = TVDTub. Rev. (ft) x …

de fractura 0,052 x (ρFracturación – ρLodo)

Presión Superficial ∆P (psi) = TVDZapata Cem. Tub. Rev. (ft) x …

Máxima Admisible 0,052 x (ρFracturación – ρLodo)(MASP)

Fórmula de densificación (general)

Fórmula de densificación (barita)

Volumen del Volumen (bbl) = lonitud (ft) x anchura (ft) x … Volumen (m3) = longitud (m) x width (m) x

tanque rectangular altura (ft) x 0,1781 altura (m)

Aumento de volumen

LGS para lodo no densificado de agua dulce

Mezcla de lodos

Velocidad anular

Retorno (BU)

Balance de materiales

Balance de volúmenes

Volumen delpozo

Capacidad de la tubería

Volumen anular

TVD (m) x ρLodo∆P (psi) =10,2

SIDPP* (bar) x 10,2 ρLodo para matar (kg/l) = ρLodo +

TVD (m)

* SIDPP = Presión de Cierre de la Tubería de Perforación

SIDPP* (psi) ρLodo para matar (lb/gal) = ρLodo +

0,052 x TVD (ft)

(ρdeseada – ρinicial)lb/gal barita = 1,470 (35,0 lb/gal – ρdeseada)

sacos de baritaVolumen (bbl) =

14,70

(ρLodo – ρAgua)Vol % LGS = 100

(ρLGS – ρAgua)

(VLodo1ρLodo1 + VLodo2ρLodo2)ρFinal = (VLodo1 + VLodo2)

VA (ft/min) =

caudal de la bomba (bbl/min) 24,5 x gpm=

volumen anular (bbl/ft) Dh2 – Dp

2

BU (min) =

volumen anular (bbl/ft) Dh2 – Dp

2

=caudal de la bomba (bbl/min) 1.029 x bbl/min

nVtotalρtotal = ∑ VComponentesρComponentes =

lV1ρ1 + V2ρ2 + V3ρ3 +…+Vnρn

nVtotal = ∑ VComponentes = V1 + V2 + V3 +…+Vn

l

IDPozo2 (in.)

VPozo (bbl) = x L(ft)1.029

IDTubería2 (in.)

VTubería (bbl) = x L(ft)1.029

DIPozo2 (in.) – DEDS

2 (in.)VEspacio Anular (bbl) = x L(ft)

1.029

ρFracturación (kg/l) =

Presión de pérdida (bar) x 10,2ρPrueba de pérdida de lodo +

TVD (m)

TVDTub. Rev. (m)∆P (bar) = x (ρFracturación – ρLodo)

10,2

TVDZapata Cem. Tub. Rev. (m)∆P (bar) = x (ρFracturación – ρLodo)

10,2

kg/m3 material densificante =

(ρdeseada – ρinicial) ρMaterial Densificante x 1.000(ρMaterial Densificante – ρdeseada)

Va (m/min) =

caudal de la bomba (l/min) l/min x 1,974=

volumen anular (l/m) Dh2 – Dp

2

BU (min) =

volumen anular (l/m) Dh2 – Dp

2

=caudal de la bomba (l/min) 1,974 x l/min

nVtotalρtotal = ∑ VComponentesρComponentes =

lV1ρ1 + V2ρ2 + V3ρ3 +…+Vnρn

nVtotal = ∑ VComponentes = V1 + V2 + V3 +…+Vn

l

IDPozo2 (mm)

VPozo (m3) = x L(m)1.273.000

IDPozo2 (in.)

VPozo (m3) = x L(m)1.974

DITubería2 (mm)

VTubería (m3) = x L(m)1.273.000

DITubería2 (in.)

VTubería (m3) = x L(m)1.974

DIPozo2 (mm) – DEDS

2 (mm)VEspacio Anular (m3) = x L(m)

1.273.000

DIPozo2 (in.) – DEDS

2 (in.)VEspacio Anular (m3) = x L(m)

1.974

(ρdeseada – ρinicial)kg/m3 barita = 4.200 (4,2 kg/l – ρdeseada)

toneladas métricas de baritaVolumen (m3) =

4,2

(ρLodo – ρAgua)Vol % LGS = 100

(ρLGS – ρAgua)

(VLodo1ρLodo1 + VLodo2ρLodo2)ρFinal = (VLodo1 + VLodo2)

ρFracturación (lb/gal) =

Presión de pérdida (psi) ρPrueba de pérdida de lodo +

0,052 x TVD (ft)

lb/gal material densificante =

(ρdeseada – ρinicial) ρMaterial Densificante x 42(ρMaterial Densificante – ρdeseada)


9


Unidades norteamericanas (ρ en lb/gal) Unidades métricas (ρ en kg/l)

Caudal de la bomba (bomba triplex)

Tiempo de circulación

Carreras de carreras de circulación totales = circulación totales carreras de circulación totales = circulación totales

circulación tiempo (min) x velocidad de la bomba (stk/min) tiempo (min) x velocidad de la bomba (stk/min)

Retorno Carreras de retorno = tiempo del fondo a superficie Carreras de retorno = tiempo del fondo a superficie

(carreras) tiempo (min) x velocidad de la bomba (stk/min) tiempo (min) x velocidad de la bomba (stk/min)

Circulación en el (tiempo)

Circulación en el Carreras de ciclo en el pozo = Carreras de ciclo en el pozo = (carreras) Tiempo de ciclo en el pozo (min) x Tiempo de ciclo en el pozo (min) x (stk/min)

velocidad de la bomba (stk/min) velocidad de la bomba (stk/min)

Vcaudal de la bomba (bbl/stk) =

DITub. Rev. Corta2 (in.) – L (in.) x Rend (decimal)

4.116

VSistematiempo de circulación total (min) = Vcaudal de la bomba

Tiempo de ciclo en el pozo (min) =

VPozo – DesplazamientoDSVcaudal de la bomba

Vcaudal de la bomba (l/stk) =

DITub. Rev. Corta2 (in.) – L (in.) x Rend (decimal)

25,905

Vcaudal de la bomba (l/stk) =

DITub. Rev. Corta2 (mm) – L (mm) x Rend (decimal)

424.333

VSistematiempo de circulación total (min) = Vcaudal de la bomba

Tiempo de ciclo en el pozo (min) =

VPozo – DesplazamientoDSVcaudal de la bomba

Tabla 9: Resumen de fórmulas.

% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 10: Cloruro de sodio. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad Cl– Na+ NaCl Agua Pto. Crist. Actividad(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F) del Agua

1 1,005 8,38 6.127 3.973 3,5 0,995 30,9 0,994

2 1,013 8,44 12.254 7.946 7,1 0,992 29,9 0,989

3 1,020 8,50 18.563 12.037 10,7 0,989 28,8 0,983

4 1,027 8,56 24.932 16.168 14,4 0,986 27,7 0,977

5 1,034 8,62 31.363 20.337 18,1 0,982 26,5 0,970

6 1,041 8,68 37.914 24.586 21,9 0,979 25,3 0,964

7 1,049 8,75 44.526 28.874 25,7 0,975 24,1 0,957

8 1,056 8,81 51.260 33.240 29,6 0,971 22,9 0,950

9 1,063 8,87 58.054 37.646 33,5 0,968 21,5 0,943

10 1,071 8,93 64.970 42.130 37,5 0,964 20,2 0,935

11 1,078 8,99 71.946 46.654 41,5 0,960 18,8 0,927

12 1,086 9,05 79.044 51.256 45,6 0,955 17,3 0,919

13 1,093 9,12 86.202 55.898 49,7 0,951 15,7 0,911

14 1,101 9,18 93.481 60.619 53,9 0,947 14,1 0,902

15 1,109 9,24 100.882 65.418 58,2 0,942 12,4 0,892

16 1,116 9,31 108.344 70.256 62,5 0,938 10,6 0,883

17 1,124 9,37 115.927 75.173 66,9 0,933 8,7 0,872

18 1,132 9,44 123.570 80.130 71,3 0,928 6,7 0,862

19 1,140 9,51 131.396 85.204 75,8 0,923 4,6 0,851

20 1,148 9,57 139.282 90.318 80,4 0,918 2,4 0,839

21 1,156 9,64 147.229 95.471 84,9 0,913 0,0 0,827

22 1,164 9,71 155.357 100.743 89,6 0,908 -2,5 0,815

23 1,172 9,78 163.547 106.053 94,4 0,903 -5,2 0,802

24 1,180 9,84 171.858 111.442 99,2 0,897 1,4 0,788

25 1,189 9,91 180.290 116.910 104,0 0,892 14,7 0,774

26 1,197 9,98 188.843 122.457 109,0 0,886 27,9 0,759

Tablas de Sal



CAPÍTULO

9

Tabla 12: Mezclas de cloruros de sodio-calcio.

% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 11: Cloruro de calcio. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad Cl– Na+ NaCl Agua Pto. Crist. Actividad(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F) del Agua

1 1,007 8,39 6.453 3.647 3,5 0,996 31,2 0,994

2 1,015 8,46 12.969 7.331 7,1 0,995 30,4 0,989

3 1,023 8,53 19.613 11.087 10,7 0,993 29,6 0,985

4 1,032 8,60 26.385 14.915 14,5 0,990 28,7 0,980

5 1,040 8,67 33.221 18.779 18,2 0,988 27,8 0,975

6 1,049 8,75 40.185 22.715 22,0 0,986 26,7 0,971

7 1,057 8,82 47.277 26.723 25,9 0,983 25,6 0,965

8 1,066 8,89 54.496 30.804 29,9 0,981 24,3 0,960

9 1,075 8,96 61.779 34.921 33,8 0,978 22,9 0,954

10 1,084 9,04 69.190 39.110 37,9 0,975 21,5 0,948

11 1,092 9,11 76.793 43.407 42,1 0,972 19,9 0,940

12 1,101 9,19 84.459 47.741 46,3 0,969 18,1 0,932

13 1,111 9,26 92.253 52.147 50,5 0,966 16,3 0,924

14 1,120 9,34 100.175 56.625 54,9 0,963 14,3 0,914

15 1,129 9,42 108.225 61.175 59,3 0,960 12,2 0,904

16 1,139 9,50 116.403 65.797 63,8 0,957 9,9 0,892

17 1,148 9,58 124.708 70.492 68,3 0,953 7,4 0,880

18 1,158 9,66 133.141 75.259 72,9 0,950 4,8 0,867

19 1,168 9,74 141.766 80.134 77,7 0,946 1,9 0,852

20 1,178 9,82 150.455 85.045 82,4 0,942 -0,9 0,837

22 1,198 9,99 168.343 95.157 92,2 0,934 -7,1 0,804

24 1,218 10,16 186.743 105.557 102,3 0,926 -13,5 0,767

26 1,239 10,33 205.781 116.319 112,7 0,917 -21,5 0,726

28 1,260 10,51 225.395 127.405 123,5 0,907 -31,2 0,683

30 1,282 10,69 245.647 138.853 134,6 0,897 -47,7 0,637

32 1,304 10,87 266.474 150.626 146,0 0,886 -19,5 0,590

34 1,326 11,06 288.004 162.796 157,8 0,875 4,3 0,541

36 1,349 11,25 310.237 175.363 170,0 0,863 24,1 0,492

38 1,372 11,44 333.109 188.291 182,5 0,851 42,1 0,443

40 1,396 11,64 356.683 201.617 195,4 0,837 55,9 0,395

Densidad Agua 100% NaCl 94 - 97% CaCl2 Pto. Crist. (lb/gal a 60°F) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (°F)

10,1 0,887 88 29 -4

10,2 0,875 70 52 -10

10,3 0,875 54 72 -15

10,4 0,876 41 89 -21

10,5 0,871 32 104 -26

10,6 0,868 25 116 -32

10,7 0,866 20 126 -38

10,8 0,864 16 135 -42

10,9 0,862 13 144 -24

11,0 0,859 10 151 -12

11,1 0,854 8 159 0


9


% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 13: Cloruro de potasio. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad Cl– K+ KCl Agua Pto. Crist. Actividad(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F) del Agua

1 1,005 8,38 4.756 5.244 3,5 0,995 31,2 0,996

2 1,011 8,43 9.606 10.594 7,1 0,991 30,3 0,991

3 1,017 8,49 14.504 15.996 10,7 0,987 29,5 0,987

4 1,024 8,54 19.498 21.502 14,4 0,983 28,7 0,982

5 1,030 8,59 24.491 27.009 18,0 0,979 27,8 0,977

6 1,037 8,65 29.579 32.621 21,8 0,975 27,0 0,973

7 1,043 8,70 34.715 38.285 25,6 0,970 26,1 0,968

8 1,050 8,76 39.947 44.053 29,4 0,966 25,2 0,963

9 1,057 8,81 45.225 49.875 33,3 0,962 24,3 0,958

10 1,063 8,87 50.551 55.749 37,2 0,957 23,4 0,953

11 1,070 8,92 55.973 61.727 41,2 0,952 22,4 0,947

12 1,077 8,98 61.442 67.758 45,2 0,948 21,4 0,942

13 1,084 9,04 67.006 73.894 49,3 0,943 20,4 0,936

14 1,091 9,09 72.617 80.083 53,4 0,938 20,0 0,930

15 1,097 9,15 78.276 86.324 57,6 0,933 18,5 0,925

16 1,104 9,21 84.030 92.670 61,8 0,928 17,0 0,918

17 1,111 9,27 89.,832 99.068 66,1 0,922 16,0 0,912

18 1,119 9,33 95.729 105.571 70,5 0,917 15,0 0,906

19 1,126 9,39 101.721 112.179 74,9 0,912 14,0 0,899

20 1,133 9,45 107.760 118.840 79,3 0,906 13,0 0,892

22 1,147 9,57 120.030 132.370 88,3 0,895 34,0 0,878

24 1,162 9,69 132.632 146.268 97,6 0,883 59,0 0,862

% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 14: Cloruro de magnesio. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad Cl– Mg2+ MgCl2 Agua Pto. Crist. Actividad (%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F) del Agua

1 1,006 8,39 7.492 2.568 3,54 0,9962 31,1 0,995

2 1,014 8,46 15.106 5.178 7,21 0,9941 30,1 0,990

3 1,023 8,52 22.842 7.830 10,98 0,9919 29 0,984

4 1,031 8,59 30.703 10.524 14,88 0,9897 27,9 0,978

5 1,039 8,66 38.696 13.264 18,91 0,9874 26,6 0,972

6 1,048 8,74 46.814 16.047 23,07 0,985 24,3 0,964

7 1,056 8,81 55.060 18.873 27,35 0,9825 22,3 0,957

8 1,065 8,88 63.444 21.747 31,77 0,9799 21,5 0,948

9 1,074 8,95 71.957 24.665 36,33 0,9772 19,6 0,939

10 1,083 9,02 80.608 27.631 41,03 0,9744 18 0,929

12 1,101 9,17 98.329 33.705 50,88 0,9685 14,4 0,906

14 1,119 9,33 116.635 39.980 61,36 0,9623 5,8 0,879

16 1,137 9,48 135.477 46.439 72,44 0,9552 -1,9 0,848

18 1,155 9,63 154.838 53.075 84,11 0,9474 -13 0,812

20 1,174 9,79 174.856 59.937 96,54 0,9394 -27,8 0,772

22 1,194 9,95 195.553 67.031 109,77 0,9312 -18,5 0,727

24 1,214 10,12 216.940 74.362 123,84 0,9226 -11,8 0,677

26 1,235 10,29 239.006 81.926 138,75 0,9136 -5 0,624

28 1,256 10,47 261.748 89.722 154,52 0,9039 1,3 0,567

30 1,276 10,64 285.091 97.723 171,09 0,8934 2,4 0,507



CAPÍTULO

9

% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 15: Cloruro amónico. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad Cl– NH4+ NH4Cl Agua Pto. Crist.

(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F)

1 1,001 8,35 6.066 3.934 3,5 0,991 30,9

2 1,005 8,38 12.193 7.907 7,0 0,984 29,7

3 1,008 8,40 18.320 11.880 10,6 0,977 28,6

4 1,011 8,43 24.508 15.892 14,1 0,970 27,4

5 1,014 8,46 30.756 19.944 17,7 0,963 26,2

6 1,017 8,48 37.004 23.996 21,4 0,956 24,9

7 1,020 8,51 43.313 28.087 25,0 0,948 23,6

8 1,023 8,53 49.622 32.178 28,6 0,941 22,3

9 1,026 8,55 55.992 36.308 32,3 0,933 20,9

10 1,029 8,58 62.422 40.478 36,0 0,926 19,5

11 1,032 8,60 68.852 44.648 39,7 0,918 18,0

12 1,034 8,63 75.282 48.818 43,4 0,910 16,5

13 1,037 8,65 81.773 53.027 47,2 0,902 15,0

14 1,040 8,67 88.325 57.275 51,0 0,895 —

15 1,043 8,70 94.877 61.523 54,7 0,887 11,0

16 1,046 8,72 101.489 65.811 58,6 0,878 —

17 1,049 8,74 108.101 70.099 62,4 0,870 —

18 1,051 8,77 114.774 74.426 66,2 0,862 —

19 1,054 8,79 121.508 78.792 70,1 0,854 —

20 1,057 8,81 128.180 83.120 74,0 0,845 —

22 1,062 8,86 141.769 91.931 81,8 0,828 —

24 1,067 8,90 155.418 100.782 89,7 0,811 31,0

% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 16: Sulfato de potasio. Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza.

Peso Densidad Densidad K+ SO42– K2SO4 Agua Pto. Crist.

(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F)

0,5 1,004 8,37 2.244 2.756 1,8 0,997 31,8

1,0 1,008 8,41 4.532 5.568 3,5 0,996 31,5

1,5 1,012 8,44 6.821 8.379 5,3 0,995 31,9

2,0 1,016 8,47 9.110 11.190 7,1 0,994 31,1

2,5 1,020 8,51 11.443 14.057 8,9 0,993 31,9

3,0 1,024 8,54 13.776 16.924 10,7 0,992 31,9

3,5 1,028 8,58 16.110 19.790 12,6 0,991 31,8

4,0 1,032 8,61 18.488 22.712 14,4 0,989 31,8

4,5 1,037 8,64 20.911 25.689 16,3 0,988 30,1

5,0 1,041 8,68 23.290 28.610 18,2 0,987 29,9

5,5 1,045 8,71 25.758 31.642 20,1 0,986 —

6,0 1,049 8,75 28.181 34.619 22,0 0,984 —

6,5 1,053 8,78 30.649 37.651 23,9 0,983 —

7,0 1,057 8,82 33.162 40.738 25,9 0,981 —

7,5 1,061 8,85 35.675 43.825 27,8 0,980 —

8,0 1,066 8,89 38.188 46.912 29,8 0,979 —

8,5 1,070 8,92 40.746 50.054 31,8 0,977 —

9,0 1,074 8,96 43.304 53.196 33,8 0,976 —

9,5 1,078 8,99 45.907 56.393 35,8 0,974 —

10,0 1,083 9,03 48.509 59.591 37,8 0,973 —


9


% volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua). Tabla 17: K-52™ (acetato de potasio). Propiedades basadas en 20ºC y 100% de pureza

Peso Densidad Densidad K+ C2H3O2– KC2H3O2 Agua Pto. Crist. Actividad

(%) (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) (°F) del Agua

1 1,004 8,37 3.984 6.016 3,5 0,994 32,0 0,99

2 1,009 8,41 7.967 12.033 7,0 0,989 31,5 0,98

3 1,014 8,45 11.951 18.049 10,5 0,984 31,0 0,97

4 1,019 8,49 15.935 24.065 14,0 0,979 — 0,96

5 1,024 8,54 19.918 30.082 17,5 0,974 — 0,95

6 1,029 8,58 25.040 37.817 22,0 0,966 — 0,94

7 1,034 8,62 29.593 44.693 26,0 0,960 — 0,93

8 1,040 8,66 34.146 51.568 30,0 0,954 — 0,92

9 1,045 8,71 39.837 60.163 35,0 0,945 — 0,91

10 1,050 8,75 44.390 67.039 39,0 0,938 — 0,90

11 1,055 8,79 48.943 73.915 43,0 0,932 — 0,89

12 1,060 8,83 54.634 82.509 48,0 0,923 — 0,88

13 1,065 8,88 59.186 89.385 52,0 0,917 — 0,87

14 1,070 8,92 64.877 97.980 57,0 0,907 — 0,86

15 1,076 8,96 70.568 106.574 62,0 0,898 — 0,85

16 1,081 9,01 76.259 115.169 67,0 0,889 — 0,84

17 1,086 9,05 81.950 123.764 72,0 0,880 — 0,83

18 1,091 9,10 87.641 132.359 77,0 0,871 — 0,82

19 1,097 9,14 93.332 140.953 82,0 0,863 — 0,81

20 1,102 9,19 100.162 151.267 88,0 0,851 — 0,80

21 1,086 9,05 105.853 159.862 93,0 0,820 — 0,79

22 1,113 9,28 112.682 170.175 99,0 0,830 — 0,78

23 1,119 9,32 119.511 180.489 105,0 0,819 — 0,77

24 1,124 9,37 126.340 190.803 111,0 0,807 1,0 0,76

25 1,129 9,41 133.169 201.116 117 0,795 — 0,75

A Sal Cloruro Sal Cloruro Sal CloruroDe (% peso) (% peso) (ppm) (ppm) (mg/l) (mg/l)

Sal (% peso) 1,0 x 1/factor x 104 x 1/factor x 104 x 1/factorx 104 x SG x 104 x SG

Cl– (% peso) x factor 1,0 x factor x 104 x factor x x 104 x SGx 104 104 x SG

Sal (ppm) x 10–4 x 1/factor 1,0 x 1/factor x SG x 1/factor x 10–4 x SG

Cl– (ppm) x factor x 10–4 x factor 1,0 x factor x SGx 10–4 x SG

Sal (mg/l) x 10–4 x 1/factor x 1 / SG x 1/factor 1,0 x 1/factorx 1/SG x 10–4 x 1/SG

x 1/SG

Cl– (mg/l) x factor x 10–4 x factor x 1/SG x factor 1,0x 10–4 x 1/SGx 1/SG

Sal Factor 1/Factor Ejemplo: 384.000 mg/l CaCl2 = (384.000)(0,6393)(1/1,282) = 191.000 ppm Cl–.CaCl2 1,5642 0,6393NaCl 1,6488 0,6065KCl 2,1032 0,4755

Todos los resultados de valoración están en mg/l

Tabla 18: Conversiones de concentración para salmueras.

Sistemas Base Agua

Sistemas Base Agua 10.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

10

En las operaciones de perforación, seusan muchos tipos diferentes desistemas de fluido de perforación baseagua (lodos). Los sistemas básicos defluido de perforación son generalmenteconvertidos en sistemas más complejosa medida que la profundidad y latemperatura y/o presión del pozoaumentan. Típicamente se usan variostipos de sistemas de fluido deperforación en cada pozo. Variosfactores claves afectan la selección delsistema o de los sistemas de fluido deperforación para un pozo específico. Elfluido de perforación más rentable paraun pozo o intervalo debería estarbasado en los siguientes criterios:Aplicación• Intervalo superficial.• Intervalo intermedio.• Intervalo productivo.• Método de completación.• Tipo de producción.Geología• Tipo de lutita.• Tipo de arena.• Permeabilidad.• Otros tipos de formación.Agua de preparación• Tipo de agua.• Concentración de cloruro.• Concentración de dureza.Problemas potenciales• Problemas relacionados con la lutita.• Embolamiento de la

Barrena/Conjunto de Fondo (BHA).• Tubería pegada.• Pérdida de circulación.• Arenas agotadas.Plataforma/equipo de perforación• Locación remota.• Capacidad limitada en la superficie.• Capacidades de mezcla.• Bombas de lodo.• Equipo de control de sólidos.

Contaminación• Sólidos.• Cemento.• Sal.• Anhidrita/yeso.• Gases ácidos (CO2, H2S).Datos de perforación• Profundidad de agua• Tamaño del pozo.• Ángulo del pozo.• Torque/arrastre.• Velocidad de perforación.• Peso del lodo.• Temperatura máxima.

Los fluidos de perforación base aguapueden generalmente clasificarse enuna de las siguientes categorías:• Sistemas base agua-arcilla no

densificados.• Sistemas base agua-arcilla

densificados y desfloculados.• Sistemas base agua-arcilla

desfloculados, densificados ytratados con calcio.

• Sistemas de agua salada.• Sistemas inhibidos a base de potasio.• Sistemas desfloculados de Alta

Temperatura, Alta Presión (ATAP).• Sistemas de polímeros ATAP.• Sistemas de polímeros

encapsuladores.• Sistemas de polímeros catiónicos.• Sistemas base arcilla extendidos o

floculados.• Sistemas mejorados con poliglicol.• Sistemas inhibidos a base de silicato.

Introducción

Típicamentese usanvarios tiposde sistemasde fluido deperforaciónen cadapozo.

Sistemas Base Agua CAPÍTULO

10


Este sistema básico se componeesencialmente de M-I GEL

® (bentonitade Wyoming) y agua. Normalmente seusa este sistema para iniciar laperforación de un pozo. A medida quela perforación continúa, los sólidos dela formación se incorporan dentro delfluido de perforación. Los equipos deremoción de sólidos son usados paraeliminar la mayor cantidad posible desólidos de la formación (sólidosperforados). Algunos de los sólidosnativos de la formación pueden ser decarácter bentonítico y aumentan laviscosidad del fluido de perforación. Porlo tanto, a este sistema se le atribuyefrecuentemente el nombre de “lodonativo”. Las ventajas de este sistemason un costo bajo y una Velocidad dePenetración (ROP) alta. Este sistemasuele disminuir considerablemente suviscosidad con el esfuerzo de corte.

Los sistemas base agua-arcilla nodensificados son generalmenteconvertidos en otro sistema antes dealcanzar cualquier parte crítica del pozo.Por lo tanto, el contenido de sólidosdebería ser mantenido a valores bajospara facilitar esta conversión.

Como este sistema no estádensificado, el efecto de flotabilidad quetiene sobre los recortes es bajo. Por lotanto, la limpieza del pozo depende dela viscosidad y del caudal. La viscosidadplástica debería ser baja, si el contenidode sólidos del sistema es bajo, por lotanto la capacidad de transporte debeser lograda con puntos cedentes másaltos. Los desfloculantes químicosreducen dramáticamente el puntocedente y la viscosidad. Esto puedecausar una limpieza inadecuada delpozo. Por lo tanto, el uso dedesfloculantes químicos en este sistemadebería estar estrictamente limitado. Sise requiere un filtrado bajo, éste deberíaser controlado con adiciones de M-I GEL

(prehidratado si se usa en agua salada) yun Aditivo de Control de Filtradoapropiado (FLCA). El FLCA puede serMY-LO-JEL,™ POLY-SAL,™ THERMPAC

® UL, CMCo POLYPAC.®

Sistemas Base Agua-Arcilla No Densificados

Propiedades Típicas

Densidad (lb/gal) 8,5 - 10

Viscosidad embudo (seg/qt) 36 - 55

Viscosidad plástica (cP)** 5 - 9

Punto cedente (lb/100 pies2)* 12 - 25

Esfuerzo de gel inicial(lb/110 pies2) 5 - 10

Esfuerzo de gel a 10 min.

(lb/100 pies2) 10 - 20

pH 8,5 - 10,5

Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,1 - 1,5

Pf (cm3 0,.02N H2SO4) 0,1- 1,0

Calcio (mg/l) 40 - 240

Cloruros (mg/l) (agua dulce) 0 - 5.000

Filtrado (cm3/30 min) Según se requiera

Sólidos de baja gravedad específica (%) 3 - 10

MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1

*Ver la Figura 1.

Productos Típicos Función Principal

M-I GEL Viscosidad y control de filtrado

Soda cáustica Aumento del pH y Pf

TANNATHIN® Diluyente

SAPP Diluyente

POLYPAC Viscosidad y control de filtrado

THERMPAC UL Control de filtrado

MY-LO-JEL Control de filtrado

POLY-SAL Control de filtrado

POLY-PLUS® Extendedor de bentonita

CMC Viscosidad y control de filtrado

ConcentraciónMaterial (lb/bbl)

M-I GEL 20 - 35

Soda cáustica 0,1 - 0,5

FLCA Según se requiera

SAPP 0,125 - 0,5

Normalmentese usa estesistema parainiciar laperforaciónde un pozo.

…el uso dedesfloculantesquímicos eneste sistemadebería estarestrictamentelimitado.

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

Figura 1: Rangos de viscosidad plástica, punto cedente y Prueba de Azul de Metileno (MBT) para los lodos baseagua.

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Peso del lodo (lb/gal)

VP

(cP)

, PC

(lb

/100

pie

s2 ) y

MB

T (

lb/b

bl)

VP

MBT

PC

Figura 2: Rango de sólidos para los lodos base agua con barita.

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19


Sóli

dos

(% v

ol)

Máx

imo

9% LGS

6% LGS

3% LGS

Mínimo


10


EL sistema desfloculado de SPERSENE™ es

uno de los sistemas de fluido deperforación más usados en laindustria. El diluyente principalcontenido en el sistema es ellignosulfonato SPERSENE (o SPERSENECF). Los lignosulfonatos son ácidosorgánicos que le proporcionananiones (iones negativos) al fluido.Estos aniones reducen el puntocedente y los esfuerzos de gel alneutralizar los cationes (ionespositivos) en las partículas de arcilla,desfloculando con ello la lechada dearcilla y haciendo que las partículasde arcilla se repelen. El SPERSENE esmuy versátil debido a su alto grado desolubilidad en ambientes tanto deagua dulce como de agua salada.Como es acídico, el SPERSENE requiereun ambiente alcalino donde puedasolubilizarse. Por lo tanto se agreganiones hidroxilo, generalmente en laforma de soda cáustica (hidróxido desodio) y cal (hidróxido de calcio) paraaumentar el pH.

Este sistema puede ser tratado paralograr un alto grado de toleranciarespecto a la contaminación de sólidos

y a la contaminación química,simplemente aumentando laconcentración de SPERSENE y TANNATHIN(lignito) o XP-20K® (lignito caustizadode cromo). El lignito es un ácidoorgánico que también le proporcionaaniones al fluido, lo cual hace que laspartículas se repelen. En muchos casos,una relación de dos partes de SPERSENE auna parte de TANNATHIN o XP-20Kconstituye una combinación muy eficazpara los tratamientos, pero esta relaciónpuede ser modificada.

Los materiales como SPERSENE,TANNATHIN y XP-20K son desfloculantes,pero también son considerados comodispersantes y diluyentes, ya quepermiten la dispersión de las partículasdiscretas y reducen el punto cedente yel esfuerzo de gel, pero aumentan elvalor “n” del fluido de perforación.

Los sistemas de SPERSENE songeneralmente convertidos a partir desuspensiones de agua-arcilla nodensificadas o “lodos de perforacióninicial”. Un tratamiento típico paraconvertir a un sistema de SPERSENEtratado ligeramente seríaaproximadamente 4 lb/bbl de M-I GEL,

Sistema SPERSENE™

El sistemadesfloculadode SPERSENE

es uno de lossistemas defluido deperforaciónmás usadosen laindustria.

Figura 3: Rango de sólidos para lodos base agua con hematita.

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22


Sóli

dos

(% v

ol) Máx

imo

Mínimo

9% LGS

6% LGS

3% LGS

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

2 lb/bbl de SPERSENE, 1 lb/bbl deTANNATHIN o XP-20K, y 1 lb/bbl de sodacáustica.

La comparación entre las propiedadesdel fluido de perforación en la línea deflujo y las mismas propiedades en lostanques indica el grado en que loscontaminantes del pozo están afectandolas propiedades del fluido deperforación. Esto también refleja laestabilidad del sistema. En muchoscasos, una diferencia importante de laspropiedades entre la línea de flujo y lostanques indica que el fluido es inestable.La estabilidad del sistema de SPERSENEpuede ser aumentada mediante elaumento de la concentración deSPERSENE y TANNATHIN (o XP-20K). Lossistemas de SPERSENE sometidos a untratamiento ligero contienen de 2 a 6lb/bbl de SPERSENE y de 1 a 3 lb/bbl deTANNATHIN (o XP-20K), mientras que unsistema de SPERSENE totalmente inhibidorpuede contener de 8 a 12 lb/bbl deSPERSENE y de 4 a 6 lb/bbl de TANNATHIN(o XP-20K).

El mantenimiento de un sistema deSPERSENE (y otros sistemas de fluido deperforación) durante la perforaciónsignifica mantener las propiedades avalores predeterminados casi constantes.Estos valores son controlados por laconcentración de materiales en el fluidode perforación. Cuando se añade agua alfluido de perforación para manteneruna concentración aceptable de sólidosperforados, se requiere añadir productospara mantener la concentración deseadade aditivos. Por lo tanto, se debe mediro estimar el volumen de agua dedilución de manera que este volumenpueda ser usado como base para lasadiciones de productos. La cantidad dedilución requerida depende del tamañodel pozo, la velocidad de penetración, eltipo de formación, el equipo de controlde sólidos y la concentración óptima desólidos perforados en el fluido deperforación.

El límite de temperatura de estesistema es aproximadamente 320ºF(160ºC), ya que la degradación térmicadel lignosulfonato es más rápida porencima de esta temperatura. El límite detemperatura de este sistema puede seraumentado considerablemente si seaumenta la concentración de lignito yse reduce la concentración delignosulfonato. El lignito tiene un límite

de temperatura de aproximadamente450ºF (232ºC).

OBSERVACIÓN: SPERSENE™ y XP-20K™

contienen cromo y puede que su uso no seaautorizado por algunos reglamentosambientales. Cuando no se permite usarcromo, debería usarse SPERSENE CF® yTANNATHIN®.

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3,5 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1Punto cedente (lb/100 pies2) Ver la Figura 1Esfuerzo de gel inicial

(lb/100 pies2) 2 - 8Esfuerzo de gel a 10 min.

(lb/100 pies2) 2 - 14pH 9,5 - 11,5Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2,0 - 5,.0Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0,5 - 1,5Calcio (mg/l) 40 - 240Cloruros (mg/l) 0 - 20.000Filtrado

(cm3/30 min) Según se requieraSólidos de baja gravedad

específica (%)* 5 - 7MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1

Ver las Figuras 2 y 3

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la viscosidadM-I GEL Viscosidad y control

de filtradoSoda cáustica Aumento del pH y Pf

Cal AumentarPm y tratar para eliminar CO3

Yeso Tratar para eliminar CO3

SPERSENE (CF) DiluyenteTANNATHIN Filtrado y

diluyenteXP-20K Diluyente AT y control

de filtradoPOLYPAC Control de filtrado

API y viscosidadRESINEX

® Control de filtrado ATAP

DUO-VIS® Aumentar la viscosidad a

baja velocidad de corte


M-I BAR o FER-OX 0 - 550M-I GEL 5 - 30Soda cáustica 0.3 - 2Cal 0 - 1SPERSENE (CF) 2 - 12XP-20K o TANNATHIN 1 - 12POLYPAC 0,50 - 2RESINEX 2 - 6DUO-VIS 0,25 - 0,50

El lignito tiene un límite detemperatura deaproximadamente450ºF…

Laconcentraciónde sólidosreactivos en el fluido deperforacióndetermina elaumento deviscosidadque ocurrecuando seagrega calcioal sistema.


10


Cuando se agrega calcio a una lechadade arcilla-agua, se produce unintercambio de bases ya que el catióncalcio (Ca2+), el cual tiene una energía deenlace más alta, reemplaza el catiónsodio (Na+) en las arcillas,convirtiéndolas en arcillas a base decalcio. La Figura 4 indica la cantidad decalcio adsorbida por la bentonita deWyoming y las arcillas nativas. Esteintercambio de bases causa ladeshidratación parcial de las partículasde arcilla hidratadas, reduciendo eltamaño de la capa de agua alrededor delas partículas de arcilla (ver la Figura 5).La reducción del tamaño de la capa deagua permite que las partículas de arcillahagan contacto las unas con las otras,resultando en la floculación. Lafloculación causa un aumento del puntocedente y de los esfuerzos de gel. Si nose usa ningún desfloculante, el tamañode los flóculos de arcilla aumentará conel tiempo y éstos pueden precipitarse,resultando en una reducción gradual dela viscosidad plástica.

Si se usa un desfloculante, las arcillasaún tendrán una capa de agua reducida,pero los flóculos de arcilla sedispersarán.

Este fenómeno se produce cuandoocurre la contaminación de calciodurante la perforación y esposteriormente tratada, o cuando seconvierte un fluido (“se cambia el tipode fluido”) en un fluido de perforación abase de calcio, tal como un sistema deSPERSENE/yeso o SPERSENE/cal.

La concentración de sólidos reactivosen el fluido de perforación determina elaumento de viscosidad (pico deviscosidad) que ocurre cuando se agregacalcio al sistema (ver la Figura 6). Por lotanto, antes de realizar la conversión aun sistema a base de calcio, o antes deperforar dentro de formaciones quecontienen calcio (como la anhidrita), elcontenido de sólidos reactivos del fluidode perforación debería ser reducido pordilución, mientras que se mantiene laviscosidad mediante adiciones depolímeros.

Los sistemas de calcio proporcionancalcio soluble y de reserva en un fluidode perforación. El calcio solubledesempeña varias funciones.

Proporciona la inhibición del pozo alminimizar la hidratación de los sólidosperforados y las lutitas expuestasmediante el intercambio de bases en lasarcillas a base de calcio. Hace que unfluido de perforación sea compatiblecon las formaciones que tienen altasconcentraciones de calcio, como la

Fluidos de Perforación Tratados con Calcio

Figura 4: Adsorción de calcio por las arcillas.

16

14

12

10

8

6

4

2

00 500 1000 1.500 2000

Calcio de filtrado (mg/l)

Cal

cio

adso

rbid

o (m

g/l) Bentonita de

Wyoming

Arcilla nativa

Figura 5: Reducción del agua de hidratación para laarcilla de sodio durante el intercambio de bases con el

calcio.

Na+

Na+

Na+

Ca2+

Agua de hidratación(capa de agua)

+ Ca2+

Lafloculacióncausa unaumento delpuntocedente y delos esfuerzosde gel. Ca2+

Figura 6: Efecto de la concentración de sólidos sobrela viscosidad con adiciones de calcio.

100

80

60

40

20

00 100 200 300 400 500 600 700 800

Calcio de filtrado (mg/l)

Vis

cosi

dad

(cP)

Alto contenido desólidos

Bajo contenidode sólidos

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

anhidrita. Precipita los iones carbonato(CO3

2–) que resultan de lacontaminación de dióxido de carbono(CO2).

La solubilidad del calcio varía enrelación inversamente proporcional alpH del fluido de perforación. Esprácticamente insoluble a un pHmayor que 12,5, pero es muy soluble aun pH bajo. Esto está ilustrado en laFigura 7, donde, en la Línea A (cuandosólo se añade cal), el pH no aumentapor encima de 12,5, pero en la Línea B(cuando se añade soda cáustica), el pHaumenta por encima de 12,5 y elcalcio soluble disminuye rápidamente.Por lo tanto, el calcio como la cal(Ca(OH)2) ayuda a amortiguar el pHcuando se encuentran gases ácidoscomo el CO2 o el sulfuro de hidrógeno(H2S).

La solubilidad del calcio tambiénestá directamente relacionada con lasalinidad o la concentración decloruros (Cl-). La concentración decalcio soluble en agua salada suele seraproximadamente 1.200 mg/l yaumenta cuando la salinidadaumenta, como se muestra en laFigura 8. La Figura 8 indica el calciosoluble del yeso agregado aconcentraciones crecientes de sal.

SISTEMA DE SPERSENE™/YESOEl sistema de Spersene/yeso estádiseñado para perforar la anhidrita(CaSO4) y/o proporcionar inhibicióndurante la perforación de lutitassensibles al agua, mediante el uso deyeso (CaSO4•2H2O) como fuente decalcio. Para mantener una cantidadsuficiente de calcio soluble, el pH delsistema de SPERSENE/yeso debería sermantenido bajo (9 a 10,5). Laconcentración normal de calcio solubleen este sistema está comprendida en elrango de 600 a 1.200 mg/l. Como lasolubilidad del calcio es afectada por elpH y la salinidad, el nivel efectivodependerá de estas propiedades.Cuando se convierte un sistema

existente no tratado o ligeramentetratado a un sistema de SPERSENE/yeso, sedebe reducir el MBT y el contenido desólidos de baja gravedad específica paraminimizar el “pico de viscosidadproducido por el cambio del tipo delodo”. Luego, aproximadamente 8

lb/bbl de SPERSENE y 2 lb/bbl de sodacáustica deberían ser añadidossimultáneamente durante una o doscirculaciones. Después de la conversióninicial, las propiedades como el filtrado,el pH y la alcalinidad deberían serrefinadas mediante adiciones demateriales apropiados. Los materialesque tienen baja tolerancia a la dureza nodeberían ser usados en este sistema.Como el calcio soluble aumenta ladureza de la fase acuosa, lostratamientos con aproximadamente 2lb/bbl de SURFAK-M™ son beneficiosospara reducir la tensión superficial de lafase acuosa y mejorar el rendimientode los aditivos químicos.Además de los procedimientos demantenimiento descritosanteriormente, la prueba de “exceso deyeso” debería usarse para monitorear la

Figura 8: Solubilidad del calcio vs. cloruros.

2,0

1,6

1,2

0,8

0,4

00 50 100 150 200

Cloruros (mg/l x 1.000)Cal

cio

solu

ble

(mg/

l x

1.00

0)

Figura 7: Línea A – Calcio soluble vs. concentración decal; Línea B – Calcio soluble de 4 lb/bbl de cal

agregada a soluciones cáusticas.

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

00 1 2 3 4 5 6Concentración de soda cáustica o cal (lb/bbl)

Cal

cio

(mg/

l)

pH 12,4Línea A

pH 12,2

pH 12

pH 12,4

pH 12,9pH 13,2Línea B

Losmaterialesque tienenbajatolerancia ala dureza nodeberían serusados eneste sistema.


10


concentración del exceso de yeso en elsistema. Las ecuaciones de balance demasas no pueden monitorear conprecisión el exceso de yeso, ya que elyeso es eliminado del sistema en lossólidos perforados, debido alintercambio de bases.

Procedimiento para el exceso deyesoEl contenido de exceso de yeso puedeser determinado midiendo la “durezatotal de Versenato del lodo entero”(Vt) y la dureza total del filtrado (Vf),utilizando este procedimiento y elcálculo proporcionado a continuación:

Procedimiento para determinar elcontenido de yeso (ver API RP13B-1,Apéndice A.8):1. Añadir 5 ml de lodo entero a 245

ml de agua destilada.2. Agitar durante 30 minutos a la

temperatura ambiente o 15 minutosa 150ºF.

3. Filtrar la solución con el filtroprensa API. Desechar la primeraporción turbia del filtrado. Captar elfiltrado claro.

4. Pipetar 10 ml de filtrado clarocaptado dentro de una cubeta devaloración y añadir 1 ml deamortiguador fuerte y 4 a 6 gotas deIndicador de Calmagite.

5. Valorar con Versenato Estándarhasta obtener un punto final azul oazul-verde, registrar el número deml de Versenato Estándar como Vt.

6. Añadir 1 ml de amortiguador fuertey 4 a 6 gotas de Indicador deCalmagite a 1 ml de filtrado de lodode la prueba estándar de filtradoAPI, valorar con Versenato Estándardesde el color rojo tinto hasta elcolor azul, registrar el número deml de Versenato Estándar como Vf.

Sulfato de calcio total (lb/bbl) =

2,38 x Vt

Exceso de sulfato de calcio (lb/bbl) = 2,38 x Vt - (0.48 x Vf x Fw)

Donde:Fw = Fracción de agua de la retorta.

OBSERVACIÓN: Un método de camposimplificado valora 1 ml de lodo enteroen 150 a 350 ml de agua destiladacontenida en una jarra de un cuarto degalón, usando 2 a 3 ml de amortiguadorfuerte y 1 a 2 ml de Indicador deCalmagite. Registrar el volumen (ml) deVersenato Estándar como Vm. Puede quesea difícil ver el cambio de color debido alcolor marrón oscuro del lignosulfonato yel lignito. Parece ser que este cambio decolor resulta del color original de lasolución, pasando de un tono rojo a un

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3,5 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1Punto cedente (lb/100 pies2) Ver la Figura 1Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 1 - 10pH 9,0 - 10,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,5 - 2,5Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,2 - 1,6Calcio (mg/l) 600 - 1.200Cloruros (mg/l) 0 - 20.000Filtrado


específica (%)* 4,5 - 7MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1Exceso de yeso (lb/bbl) 3 - 12

Ver las Figuras 2 y 3.

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la viscosidadM-I GEL (prehidratado) Viscosidad y control

de filtradoSoda cáustica Aumento del pH y Pf

Yesi Fuente de calcioSPERSENE DiluyenteTANNATHIN Control de filtradoPOLYPAC Control de filtrado

API RESINEX Control de filtrado

ATAPSURFAK-M™ Agente tensioactivo


M-I BAR o FER-OX 0 - 550M-I GEL 7,5 - 25Soda cáustica 0,2 - 1,5Yeso 8 - 12SPERSENE 5 - 15TANNATHIN 2,5 - 10POLYPAC 0 - 2RESINEX 3 - 6SURFAK-M 0 - 2

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

tono ligeramente verde o azul-verde. Elcálculo general para este procedimiento esel siguiente:

Exceso de yeso (lb/bbl) = (Vm-Vf) ÷ 2

SISTEMA DE SPERSENE™/CALEn general, los sistemas de

Spersene/cal son usados para reducirlos efectos de los gases ácidos comoCO2 o H2S y/o reducir la hidrataciónde las arcillas de la formación. Lossistemas de Spersene/cal usan la cal(Ca(OH)2) como fuente de calcio.Como la cal tiene un pH alto (12,4),el pH del sistema será alto. El pH delsistema depende de la concentraciónde cal y soda cáustica (NaOH). Loslodos de calcio mantienen unaconcentración de exceso de cal queno está en solución, ya que lasolubilidad de la cal varía en relacióninversamente proporcional al pH. Porlo tanto, este exceso (reserva) de calsólo entra en solución cuando el pHdel sistema es reducido por lasreacciones con los contaminantesacídicos incorporados dentro delsistema durante las operaciones deperforación. Esto hace que el excesode cal tenga un efecto amortiguadorsobre el pH, lo cual aumenta laestabilidad del sistema.

Los lodos de calcio se dividen encategorías de contenido bajo, medio yalto de cal, según la cantidad deexceso de cal que contienen. Estenivel de exceso de cal se selecciona enbase a la severidad anticipada de lacontaminación y según las prácticaslocales. Las alcalinidades yconcentraciones de exceso de caltípicas para las categorías decontenido bajo, medio y alto de calestán indicadas a continuación. Estossistemas son más estables si semantiene la Pf (alcalinidad delfiltrado) más o menos igual alcontenido de exceso de cal (lb/bbl).En general los lodos de calcio no sonusados cuando las densidades del lodoson inferiores a 10 lb/gal, porque esdifícil mantener propiedadesreológicas que sean suficientes paralimpiar el pozo. Las temperaturassuperiores a 300ºF (149ºC) pueden

causar la gelificación o cementacióngrave de los fluidos de perforación decontenido medio o alto de cal. Estagelificación o cementación grave escausada por la alta alcalinidad, altasconcentraciones de sólidos reactivos yaltas temperaturas, factores éstos quese combinan para formar un cementode alúmino-silicato.

Cuando se convierte un sistemaexistente no tratado o ligeramentetratado a un sistema de Spersene/cal,se debe reducir el MBT y el contenidode sólidos de baja gravedad específicapara minimizar el “pico de viscosidadproducido por el cambio del tipo delodo”. Luego, un tratamiento de 1 a10 lb/bbl de cal, 2 a 12 lb/bbl deSPERSENE y 2 lb/bbl de soda cáusticadebería ser añadido simultáneamentedurante una o dos circulaciones.Después de la conversión inicial, laspropiedades como el filtrado, el pH yla alcalinidad deberían ser refinadasmediante adiciones de materialesapropiados.

Además de los procedimientos demantenimiento descritosanteriormente, el “exceso de cal”debería ser calculado cada vez que seanecesario para monitorear laconcentración del exceso de cal en elsistema. Las ecuaciones de balance demasas no pueden monitorear conprecisión el exceso de cal, ya que la cales eliminada del sistema en las arcillasperforadas, como resultado delintercambio de bases. La ecuaciónpara el exceso de cal es la siguiente:

Exceso de cal (lb/bbl) = 0,26 (Pm - PfFw)

En general,los sistemasdeSPERSENE/calson usadospara reducirlos efectos delos gasesácidos…

Alcalinidades

Contenido Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0.5 - 1

bajo de cal Pm (cm3 0,02N H2SO4) 2,4 - 4,8

Exceso de cal (lb/bbl) 0,5 - 1

Contenido Pf (cm3 0,02N H2SO4) 1 - 4

medio de cal Pm (cm3 0,02N H2SO4) 4,8 - 19

Exceso de cal (lb/bbl) 1 - 4

Contenido Pf (cm3 0,02N H2SO4) 4 - 10

alto de cal Pm (cm3 0,02N H2SO4) 19 - 46

Exceso de cal (lb/bbl) 4 - 9,4

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10



Densidad (lb/gal) 10 - 16

Viscosidad embudo (seq/qt) ± (3,5 x peso del lodo)

Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura

Punto cedente (lb/100 ft2) Ver la Figura

Esfuerzo de gel inicial

(lb/100 ft2) 1 - 5


(lb/100 ft2) 1 - 10

pH 11,5 - 13,5

Calcio (mg/l) 40 - 200

Cloruros (mg/l) (agua dulce) 0 - 5.000

Cloruros(mg/l) (agua salada) 20.000

Sólidos de baja gravedad

específica (%)* 4,5 - 7


Exceso de cal (lb/bbl) 1 - 10



M-I BAR Aumentar la viscosidad

M-I GEL (prehidratado) Viscosidad y control de filtrado

Soda cáustica Aumento de Pf

Cal Exceso de cal y aumento de Pm

SPERSENE Filtrado y diluyente

TANNATHIN Control de filtrado

XP-20K Diluyente ATAP y control de filtrado

POLYPAC Viscosidad y control defiltrado API



RESINEX Control de filtrado

ATAP


M-I BAR o FER-OX 0 - 550

M-I GEL 15 - 30


Cal 0,5 - 10

SPERSENE 2 - 15

XP-20K o TANNATHIN 3 - 8

RESINEX 0 - 6

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Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

Los sistemas de agua salada y aguasalobre son usados en las operacionesde perforación costafuera y costanerasdebido a las provisiones inagotablesde ese tipo de agua en el sitio deperforación. Otras ventajas derivadasdel uso de agua salada o salobre en losfluidos de perforación incluyen elhecho que las arcillas perforadas sehidratan menos que cuando se usaagua dulce.

Para entender los fluidos deperforación de agua salada esnecesario entender el agua salada y lamanera en que los componentes dellodo reaccionan en ella. El pH delagua salada es amortiguado contra loscambios por un equilibrio desolubilidad con el CO2 atmosférico yel carbonato de calcio sedimentario.Esto significa que cuando se aumentael pH del agua salada mediante laadición de materiales alcalinos, elCO2 atmosférico se absorberá en elagua para amortiguar el pH. Como laacumulación de estos carbonatos esperjudicial para las propiedades delfluido de perforación, se mantieneuna concentración excedente de cal(que no está en solución) en elsistema. La cal impide la acumulaciónde carbonatos y amortigua el pHdentro del rango deseado. Por lotanto, un lodo de agua salada deberíaser utilizado como un “sistema decontenido bajo de cal” (ver los lodosde calcio).

La solubilidad reducida de XP-20K®

y Tannathin minimiza su rentabilidaden agua salada; por lo tanto, en losambientes donde la concentración decloruros excede 15.000 mg/l, el uso delignitos debería ser minimizado y eluso de Spersene aumentado.

El límite de temperatura de estesistema es aproximadamente 320ºF(160ºC). Si se anticipan temperaturasde fondo superiores a 320ºF (160ºC),se debe añadir agua dulce para reducirla concentración de cloruros a menosde 15.000 mg/l, de manera que XP-20K sea más soluble. Si no, desplazarcon un sistema base sintético o aceite.

Como este sistema es similar a unsistema de SPERSENE/contenido bajo de

cal, la conversión y el mantenimientoson los mismos que para el sistema deSPERSENE/contenido bajo de cal.

Sistema de Agua Salada con SPERSENE™/XP-20K™

…un lodo deagua saladadebería serutilizadocomo un“sistema decontenidobajo de cal”.

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (sec/qt) ± (3,5 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1Punto cedente (lb/100 pies2) Ver la Figura 1Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 1 - 10pH 10,5 - 11,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 3,0 - 6,0Pf (cm3 0,02N H2SO4) 1,0 - 1,5Calcio (mg/l) 40 - 200Cloruros (mg/l) 20.000Filtrado


específica (%)* 5 - 7MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1


Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la densidadM-I GEL (prehidratado) Viscosidad y control

de filtradoSoda cáustica pH y Pf

Cal Tratar para eliminar los carbonatos

SPERSENE Diluyente y control de filtrado

XP-20K Diluyente ATAP y controlde filtrado

TANNATHIN Control de filtrado, diluyente

POLYPAC Estabilidad, control de filtrado

THERMPAC UL Control de filtradoTHERMEX Control de filtrado ATAPRESINEX Control de filtrado ATAPDUO-VIS Viscosidad a baja

velocidad de corte



M-I GEL 10 - 30


Cal 0,2 - 1,5

SPERSENE 5 - 15

XP-20K o TANNATHIN 3 - 8

POLYPAC 0,5 - 2,0

THERMEX 5 - 10

RESINEX 0 - 6


10


Los sistemas saturados de agua saladaestán diseñados para impedir elensanchamiento del pozo durante laperforación de las secciones de sal. Esteensanchamiento resulta de que la salcontenida en el pozo se disuelve en lafase acuosa “no saturada de sal” delfluido de perforación. La saturación selogra mediante la adición de sal(cloruro de sodio) en el sistema de lodohasta alcanzar el punto de saturación.La saturación es de aproximadamente190.000 mg/l de cloruros, según latemperatura. Ver el capítulo sobrePerforación de la Sal.

Para convertir un sistema existente deagua dulce, agua salobre o agua salada aun sistema saturado de agua salada,debe seguirse el siguienteprocedimiento. Durante el cambio detipo de lodo inicial, añadir lo másrápidamente posible: 2 a 3 lb/bbl desoda cáustica, 1 a 2 lb/bbl de carbonatode sodio, 4 a 6 lb/bbl de SPERSENE y 110a 125 lb/bbl de sal. La sal floculará lossólidos activos en el sistema,aumentando la viscosidad. Por lo tanto,el MBT y el contenido de sólidos debaja gravedad específica deberían serreducidos para minimizar el aumentode la viscosidad durante la conversión.Este pico de viscosidad está indicado enla Figura 9. Pruebas piloto deberían serrealizadas antes de la conversión, paradeterminar la tasa de dilución y lascantidades de productos requeridas parauna conversión sin problemas. Despuésde añadir toda la sal, también se debeañadir 2 lb/bbl de SURFAK-M.Inicialmente, la sal puede causar unaumento de la viscosidad, pero éstadisminuirá después de variascirculaciones por el pozo. Luego, sedebería añadir 0,5 a 1,0 lb/bbl dePOLYPAC UL, el cual debería reducir laviscosidad al rango deseado. Si no, otrasdiluciones deberían ser realizadas conagua salada saturada y adiciones deSPERSENE. Los tratamientos de SPERSENEson más eficaces cuando son mezcladoscon soda cáustica en el agua deperforación antes de ser añadidos alsistema.

Para mezclar un sistema saturado deagua salada, una concentración de 20a 25 lb/bbl de M-I GEL debería serprehidratada en agua dulce y añadidaal agua salada. Luego, otros materialespueden añadirse de la maneraindicada anteriormente. Se puede usarSALT GEL® en vez de M-I GEL si elsistema de mezcla del equipo deperforación desarrolla un buenesfuerzo de corte. SALT GEL® requiereun esfuerzo de corte para generar laviscosidad y no contribuye al controlde filtrado o a la calidad del revoque.

Cuando se añade agua saladasaturada al fluido de perforación paramantener una concentraciónaceptable de sólidos perforados,productos deben ser añadidos paramantener la concentración deseada deaditivos. Por lo tanto, se debe medir ocalcular el volumen de agua dedilución, de manera que este volumenpueda ser usado como base para lasadiciones de productos. La base de losmateriales debe ser el agua saladaañadida. La cantidad de diluciónrequerida depende del tamaño delpozo, la velocidad de penetración, eltipo de formación, el equipo decontrol de sólidos y la concentraciónóptima de sólidos perforados en el

Sistema Saturado de Agua Salada

Figura 9: Efecto del contenido de sólidos sobre laviscosidad con adiciones de sal.

45

40

35

30

25

20

15

10

5

00 35 70 105 104

Sal (lb/bbl)

Vis

cosi

dad

(cP)

Sal añadida al lodo del campocon un alto contenido de

sólidos

Los sistemassaturados deagua saladaestán diseñadospara impedir elensanchamientodel pozo durantela perforaciónde las seccionesde sal.

Sal añadida a la lechada debentonita prehidratada

Bentonita seca añadida a lasolución de sal

Frecuentescontroles decloruros debenser realizadosparamonitorear elcontenido desal para lasaturación.

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

fluido de perforación. Frecuentescontroles de cloruros deben serrealizados para monitorear elcontenido de sal para la saturación.

Será necesario tomar medidas paraasegurarse que toda el agua dedilución esté saturada antes de serañadida al sistema activo. En lasregiones donde la humedad es alta, lasal absorbe agua, se vuelve grumosa yes casi imposible de mezclar a travésde las tolvas mezcladoras de lodo auna velocidad suficiente paramantener el fluido de perforaciónsaturado. Si se mezcla la saldirectamente dentro del lodo,aproximadamente la mitad de la salserá revestida por el lodo y sesedimentará al fondo de los tanques.Resulta mucho más económicomezclar la sal en el agua.

Cuando se considera usar un fluidode perforación saturado de sal enambientes de baja densidad, esimportante saber que el peso naturaldel cloruro de sodio saturado es de 10lb/gal. La densidad mínima de unfluido de perforación saturado decloruro de sodio es deaproximadamente 10,5 lb/gal.

El límite de temperatura de estesistema es menos de 300ºF (149ºC). Sise anticipan temperaturas de fondomayores de 300ºF (149ºC), otrosproductos base agua de altatemperatura deberían ser usados o elsistema debería ser desplazado con unfluido de perforación base sintético obase aceite.



Viscosidad embudo (seq/qt) ± (3.5 x peso del lodo)

Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1

Punto cedente (lb/100 pies2) Ver la Figura 1

Esfuerzo de gel inicial

(lb/100 pies2) 1 - 5


(lb/100 pies2) 1 - 10

pH 10,5 - 12

Pm (cm3 0,02N H2SO4) 3 - 5

Pf (cm3 0,02N H2SO4) 1 - 2

Calcio (mg/l) <200

Cloruros (mg/l) 190,000


Sólidos de baja gravedad

específica (%)* 4 - 6, ajustar para la sal


Ver la Figura 2 .


M-I BAR Aumentar la densidad

M-I GEL (prehidratado) Viscosidad y controlde filtrado

Soda cáustica pH y Pf

Sal Aumentar los cloruros

Carbonato de sodio Control de calcio <200 mg/l

SPERSENE Diluyente y control de filtrado



POLYPAC UL Estabilidad y control de filtrado

SP-101 Control de filtrado ATAP

DUO-VIS Viscosidad a muy baja velocidad de corte

SURFAK-M Agente tensioactivo



M-I GEL 10 - 30


Carbonato de sodio 0, - 1

Sal 110 - 125

SPERSENE 5 - 15

POLYPAC UL 0,5 - 2

SURFAK-M 0 - 2

DUO-VIS 0,25 - 1


10


El potasio es uno de los iones máseficaces para minimizar (inhibir) lahidratación de lutita. El carácterinhibidor del potasio se obtienemediante el intercambio de basesiónicas de iones potasio por iones sodioy/o calcio entre las capas de arcillas, ymediante la fijación del ion potasio enla red cristalina de los mineralesarcillosos hinchables,

Muchas arcillas hinchables sonselectivas respecto al potasio yabsorberán el ion potasio antes que elion sodio. En otras arcillas, el efecto de“acción de masas” es aplicable, es decirque el intercambio iónico entre el sodioy el potasio se produce más fácilmentecuando la relación de potasio a sodio enel fluido de perforación excede 3:1. Labaja energía de hidratación de los ionespotasio contribuye a la inhibición de lahidratación de la arcilla en las arcillasintercambiadas a base de potasio.

La fijación de los iones potasio ocurreen las laminillas de arcilla con una carganegativa por encima de la media. Estafijación de iones ocurre porque eldiámetro del ion potasio de 2,66 Åencaja perfectamente dentro del espacioreticular de 2,80 Å de la estructura dearcilla. Esto proporciona una condiciónideal para la compactación cristalina. Labaja energía de hidratación del ionpotasio también contribuye a ladeshidratación entre capas, resultandoen la formación de una estructuracompacta y apretada. Esta estructuraresiste a la hidratación y al intercambiocatiónico. Cuando la fijación de ionesocurre, la laminilla de arcilla contienemenos agua en el espacio entre capas yes muy estable. Ver el capítulo sobreQuímica de Arcillas.

SISTEMA DE POLÍMEROS DE CLORURODE POTASIOEl sistema de polímeros de cloruro depotasio fue desarrollado para estabilizarlas lutitas sensibles al agua mediante lainhibición del ion potasio. El carácterinhibidor de este sistema minimiza lahidratación de las lutitas, lo cualminimiza el ensanchamiento del pozo,el embolamiento de la barrena yestabilizadores, el desprendimiento delutitas, y la reducción de lapermeabilidad en las zonasproductivas. El sistema de cloruro depotasio usa la sal de cloruro de potasio(KCl) como fuente principal de ionespotasio para la inhibición iónica. Estesistema es más eficaz cuando se usanpolímeros para la encapsulación. Lospolímeros Celulosa Polianiónica (PAC)(POLYPAC) o PoliacrilamidaParcialmente Hidrolizada (PHPA) (POLY-PLUS) pueden ser usados para laencapsulación. Estos polímerosrecubren los recortes y las lutitasexpuestas, limitando la interaccióncon el agua.

Como algunas lutitas son mássensibles al agua que otras, laconcentración de KCl requerida parainhibir estas lutitas será variable.Durante las operaciones deperforación, los recortes de lutitadeberían ser monitoreadoscontinuamente para determinar lainhibición. Si la concentración de KClen el sistema no es suficiente, losrecortes de lutita serán blandos yesponjosos. Si la concentración de KCles suficiente, estos recortesmantendrán su integridad. Las lutitasmás antiguas requieren generalmentede 10 a 15 lb/bbl de KCl (3,5 a 5,0%)mientras que las lutitas más recientespueden requerir de 30 a 50 lb/bbl (8,5a 15%).

El KCl y otros productos químicosdeberían ser premezclados antes deañadirlos al sistema para maximizar larentabilidad de estos productos.

Sistemas Inhibidos a Base de Potasio

El potasio esuno de losiones máseficaces paraminimizar lahidrataciónde lutita.

El sistema depolímeros decloruro depotasio fuedesarrolladoparaestabilizarlas lutitassensibles alagua…

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

Cuando se usa agua de preparacióndura, la dureza debería ser reducida amenos de 300 mg/l con carbonato desodio antes de añadir los polímerosque son sensibles a la dureza. Comolos sistemas de cloruro de potasio sonmuy sensibles a los sólidos, lo mejorsería mezclar el sistema desde elprincipio, en vez de convertir unfluido de perforación existente(conteniendo sólidos perforados) a unsistema de cloruro de potasio. Laprimera etapa del proceso de mezclade un sistema de cloruro de potasioconsiste en tratar la dureza concarbonato de sodio, luego prehidratarel M-I Gel en agua dulce. Después,añadir KCl, KOH, POLY-PLUS, POLYPAC,DUO-VIS y M-I BAR.

Las propiedades reológicas y lastasas de filtración en este sistema son

controladas por los materialespoliméricos, los cuales no sontérmicamente estables a temperaturasmayores que 300ºF. El límite detemperatura del sistema esaproximadamente 300ºF. Este sistemaes muy sensible a la contaminaciónde sólidos y calcio, y en general esmás costoso que los otros sistemasbase agua.

Además del cloruro de potasio,varias otras fuentes de potasio sincloruros están disponibles. Éstasincluyen el carbonato de potasio,sulfato de potasio, K-52™ (acetato depotasio), potasa cáustica (KOH) yotras. Todos estos productos químicosde potasios sin cloruros han sidousados para formular sistemas de lodoinhibidos a base de potasio.

Propiedades Típicas Formaciones Viejas Formaciones Recientes

Densidad (lb/gal) 10 - 16 10 - 16

Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1 Ver la Figura 1

Punto cedente (lb/100 pies2) 20 - 30 20 - 30

Esfuerzo de gel inicial (lb/100 pies2) 5 -10 10 - 15

Esfuerzo de gel a 10 min. (lb/100 pies2) 15 - 20 15 - 20

Filtrado (cm3/30 min) 10 -15 5 - 10

Potasio (mg/l) 15.000 - 25.000 55.000 - 100.000

Calcio(mg/l) <200 <200

pH 9,5 - 10 10 - 11

Sólidos de baja gravedad específica (%)* 2 - 4 3 - 5

MBT (lb/bbl) <25 <20

Productos Típicos(lb/bbl) Formaciones Viejas Formaciones Recientes Función Principal

Cloruro de potasio 10 - 15 35 - 70 Fuente de potasio

POLY-PLUS 0,5 - 1 0,5 - 2 Encapsulación

M-I GEL 8 - 10 (prehidratado) 2 - 5 Viscosidad y revoque

DUO-VIS 0,5 - 1 0,5 - 1,5 Viscosidad a baja velocidadde corte

POLYPAC 0,5 - 2 0,5 - 3 Control de filtradoy encapsulación

Potasa cáustica (KOH) 0,5 - 1 0,75 - 1,5 pH y potasio

Carbonato de sodio 0,5 0,5 Control del calcio

M-I BAR Según se requiera Según se requiera Densidad

*Ver la Figura 2.

Este sistema esmuy sensible alacontaminaciónde sólidos ycalcio, y engeneral es máscostoso que losotros sistemasbase agua.


10


SISTEMA K-MAGEl sistema K-MAG™ está diseñado paraproporcionar inhibición, estabilidad delpozo y producción mejorada mediantela inhibición de potasio en las regionesdonde los sistemas de cloruro de potasiono son aceptables desde el punto devista ambiental. Las fuentes de potasioson K-17TM (lignito potásico), XP-20K(cromo lignito de KOH), K-52 (acetatode potasio) y potasa cáustica (KOH). Elsistema limita la cantidad de sodioañadido. El sistema está diseñado parafuncionar en un ambiente alcalino deagua dulce o agua salada. Como elprincipal desfloculante en este sistemaes el lignito, el sistema no es tanrentable en los ambientes donde laconcentración de cloruros es superior a15.000 mg/l, ya que la solubilidad dellignito disminuye cuando laconcentración de cloruros aumenta. Lasventajas del sistema son recortes nodispersos, mejor remoción de sólidos ymejor estabilidad del pozo. Otrasventajas incluyen la reducción deldesprendimiento de lutitas, tapones yrellenos durante los viajes, y lareducción del número de cementacionescostosas debido al ensanchamiento delpozo.

El sistema K-MAG puede ser mezcladodesde el principio o convertido a partirde un sistema existente. Para convertirun sistema existente a un sistema K-MAG, añadir aproximadamente 3 a 5lb/bbl de M-I GEL prehidratado, 4 lb/bblde K-17 o XP-20K, y 1 a 2 lb/bbl depotasa cáustica durante una circulación.Ajustar la concentración de ion potasiocon adiciones de K-52 o K-17 adicional.Añadir 4 a 6 lb/bbl de SHALE CHEK™

durante otra circulación para mejorar laestabilización de lutitas y minimizar elembolamiento de la barrena y delestabilizador.

La concentración de sólidos de bajagravedad específica debería sermantenida a menos que 5% y el MBT amenos de 25 lb/bbl. Las tasas dedilución deberían ser controladas paraasegurar el mantenimiento deconcentraciones apropiadas demateriales. La concentración de ionpotasio debería ser controladaseparadamente porque el potasio

reacciona y es agotado por los sólidosperforados. La concentración de ionpotasio suele ser controlada entre 1.000y 10.000 mg/l.

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10,0Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3,5 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) Ver la Figura 1Punto cedente (lb/100 pies2) Ver la Figura 1Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 1 - 10pH 9,5 - 10,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,5 - 1Pf (cm3 0,02N H2SO4) 1,0 - 1,8Calcio (mg/l) 0 - 300Potasio (mg/l) 1.000 - 10.000Cloruros (mg/l) 0 - 20.000Filtrado


específica (%)* 4 - 5MBT (lb/bbl) <25


El sistemaK-MAG estádiseñadoparaproporcionarinhibición,estabilidaddel pozo yproducciónmejorada…

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR o FER-OX Aumentar la densidadM-I GEL (prehidratado) Viscosidad y control

de filtradoK-17 o XP-20K Diluyente y

fuente de potasioKOH pH, Pf y

fuente de potasioK-52 Fuente de potasioPOLYPAC Filtrado

y encapsulaciónRESINEX Control de filtrado

ATAPDUO-VIS Viscosidad a muy baja

velocidad de corteSHALE CHEK Estabilización de lutita



M-I GEL 5 - 15

KOH 0,5 - 2,0

K-17 o XP-20K 8 - 10

SHALE CHEK 4 - 6

K-52 0 - 3

POLYPAC 0,5 - 1,5

DUO-VIS 0,5 - 1,5

RESINEX 0 - 6

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

El sistema DURATHERM™ es un sistemabase agua diseñado para perforar enambientes ATAP. El sistema es estableen presencia de contaminación causadapor calcio soluble, sales y gases ácidos,y puede ser usado a temperaturassuperiores a 500ºF (260ºC). Laestabilidad del sistema se debe a su bajocontenido de sólidos coloidales y aproductos químicos que son estables aaltas temperaturas. El sistema tambiénse usa como fluido de empaque de altatemperatura.

El bajo contenido de sólidos reactivosdel sistema DURATHERM se lograreduciendo el contenido de bentonita ysólidos perforados a medida que ladensidad del fluido y las temperaturasdel pozo aumentan. Se usan materialespoliméricos en lugar de bentonita paraproporcionar viscosidad y esfuerzos degel. Esto minimiza los problemascausados por la floculación de lossólidos arcillosos reactivos a altastemperaturas y los aumentos deviscosidad que resultan de lacontaminación química.

La mayoría de los sistemas base aguadesfloculados pueden ser convertidos alsistema DURATHERM sustituyendo elSPERSENE por XP-20K; reduciendo elcontenido de sólidos reactivos yusando POLYPAC o DUO-VIS paraviscosidad y suspensión de sólidos; yusando THERMEX o RESINEX para elcontrol de filtración ATAP. El control desólidos apropiado es imprescindiblepara este sistema.

Este fluido de perforación debería sermonitoreado cuidadosamente en loque se refiere a la estabilidad térmica.Una de las mejores maneras de realizaresto consiste en envejecer con calor elfluido frecuentemente a 25ºF (15ºC)más de la temperatura de fondoestimada. El contenido de sólidosreactivos del fluido debería sermonitoreado cuidadosamente ycontrolado dentro de los rangosrecomendados. Si se usa una unidad decontrol de sólidos de circuito cerrado,el tamaño de partículas y la viscosidadplástica de los sólidos deberían sermonitoreados cuidadosamente y

controlados dentro del rangoapropiado. Monitorear las tasas dedilución para asegurar que semantienen concentraciones apropiadasde productos químicos (ver el capítulosobre ATAP).

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) ~Línea de barita/agua

(ver la Figura 1)Punto cedente (lb/100 pies2) 6 - 10Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 2 - 10pH 10,5 - 11,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 2,0 - 5,0Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,5 - 1,5Cloruros (mg/l) 0 - 10.000Calcio (mg/l) 0 - 200Filtrado


específica (%)* 0,5 - 2,5MBT (lb/bbl) 2, - 12,5

*Ver las Figuras 2 y 3.

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la densidadM-I GEL Revoque y control

de filtradoSoda cáustica Aumentar el pH y Pf

XP-20K Diluyente y control de filtrado

Cal Eliminar CO3= por

tratamiento y pHYeso Eliminar CO3

= por tratamiento

POLYPAC Viscosidad/esfuerzos de gelTHERMEX Filtrado AT

(alta temperatura)y estabilizador

RESINEX Control de filtrado AT



M-I GEL 1 - 10


Cal o yeso 0 - 2

XP-20K 15 - 20

POLYPAC 0,5 - 1,5

THERMEX 0 - 12

RESINEX 0 - 6

SISTEMA DURATHERM™

El sistemaDURATHERM esun sistemabase aguadiseñado paraperforar enambientesATAP.

El control desólidosapropiado esimprescindiblepara estesistema.


10


El sistema ENVIROTHERM™ es un sistemabase agua sin cromo, aceptable desde elpunto de vista ambiental, diseñado paraperforar en ambientes de altatemperatura y alta presión (ATAP), locual hace que sea similar al sistemaDURATHERM. El sistema es estable enpresencia de la contaminación causadapor el calcio soluble, sales y gases ácidos,y puede ser usado a temperaturassuperiores a 400ºF (204ºC). Laestabilidad del sistema se debe a su bajocontenido de sólidos reactivos y a losmateriales sin cromo térmicamenteestables. El bajo contenido de sólidosreactivos se logra reduciendo la cantidadde bentonita y sólidos perforados amedida que la densidad del fluido y lastemperaturas del pozo aumentan.Materiales poliméricos como POLYPAC yCMC son usados para reemplazar labentonita a fin de proporcionarviscosidad y esfuerzos de gel. Estominimiza los problemas causados por lafloculación de sólidos arcillosos reactivosa altas temperaturas y los aumentos dela viscosidad que resultan de lacontaminación química. SPERSENE CF®

(lignosulfonato sin cromo) favorece la

estabilidad global del fluido al impedir lagelificación y floculación a altastemperaturas, mientras que proporcionaun mejor control de filtrado API y ATAP.TANNATHIN (lignito) es el principal aditivode control de filtrado y sirve comodesfloculante secundario en este sistema.La estabilidad térmica se logra mediantela adición de THERMEX (una resinapolimérica). La resina parece funcionarsinergéticamente con SPERSENE CF paraproporcionar una viscosidad estable y elcontrol de filtrado.

La mayoría de los sistemas base aguasin cromo pueden ser convertidos alsistema ENVIROTHERM mediante lareducción del contenido de sólidosreactivos a un valor MBT < 10 lb/bbl, yluego añadiendo 4 a 12 lb/bbl deSpersene CF, 4 a 6 lb/bbl de TANNATHIN, 4a 12 lb/bbl de THERMEX, 0,5 a 2 lb/bbl dePOLYPAC y aproximadamente 2 lb/bbl desoda cáustica. THERMEX y SPERSENE CFfuncionan sinergéticamente paraproporcionar propiedades estables. Elcontrol de sólidos apropiado esnecesario para este sistema.

SISTEMA ENVIROTHERM™

El sistemaENVIROTHERM

es unsistema...sincromo...diseñadopara perforarambientes dealtatemperaturay altapresión...

El control desólidosapropiado esnecesariopara estesistema.

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

Este fluido de perforación debería sermonitoreado cuidadosamente en lo quese refiere a la estabilidad térmica. Unade las mejores maneras de realizar estoconsiste en envejecer con calor el fluidoa 25ºF (15ºC) más de la temperatura defondo estimada. El contenido de sólidosperforados del fluido debería sermonitoreado y mantenido dentro de losrangos recomendados. Si se usa una

unidad de control de sólidos de circuitocerrado, el tamaño de partículas y laviscosidad plástica de los sólidosdeberían ser monitoreados ymantenidos dentro del rango apropiado.Monitorear las tasas de dilución paraasegurar que se mantienenconcentraciones apropiadas deproductos químicos (ver el capítulosobre ATAP).

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3 x peso del lodo)Viscosidad plástica (cP) ; Línea de barita/agua

(ver la Figura 1)Punto cedente (lb/100 pies2) 6 - 10Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 2 - 10pH 9,0 - 11,0Pm (cm3 0,02N H2SO4) 2,0 - 5,0Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,5 - 1,5Cloruros (mg/l) 200 - 20.000Calcio (mg/l) 40 - 600Filtrado (cm3/30 min) Según se requieraSólidos de baja gravedad

específica (%)* 0,5 - 2,5MBT (lb/bbl) 2,5 - 12,5

*Ver las Figuras 2 y 3.

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la densidadSoda cáustica Aumentar el pH y Pf

Cal Eliminar CO3 por tratamiento y pH

SPERSENE CF Diluyente y control de filtrado

TANNATHIN Control de filtradoTHERMEX Estabilizador AT y control

de filtradoPOLYPAC Viscosidad/esfuerzos de gelM-I GEL Revoque y control de

filtrado



M-I GEL 1 - 10


Cal o yeso 0 - 2

POLYPAC 0,5 - 2,0

THERMEX 4 - 12

SPERSENE CF 4 - 12

TANNATHIN 4 - 6


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Los sistemas POLY-PLUS están diseñadospara proporcionar la estabilización(inhibición) de lutitas y el control deviscosidad en lodos base agua. Estossistemas usan POLY-PLUS (un polímeroPHPA de alto peso molecular), el cualtiene múltiples aplicaciones y ventajas.Poly-Plus se usa en una variedad desistemas y aplicaciones especiales parala encapsulación.

POLY-PLUS se usa en las siguientesaplicaciones:1. Durante las operaciones de

perforación realizadas en agua clara,POLY-PLUS actúa como floculante totalen los sistemas sin bentonita,eliminando los sólidos perforados enla superficie. Las ventajas de estaaplicación incluyen mejor ROP,mayor eficacia de los equipos decontrol de sólidos y mejorestabilidad del pozo.

2. En los sistemas no dispersos de bajocontenido de sólidos, donde POLY-PLUS es usado principalmente paraextender M-I GEL. Las ventajas deesta aplicación son un contenido desólidos más bajo, una ROP más alta,una mejor eficacia del equipo deremoción de sólidos y laminimización del ensanchamientodel pozo. Concentraciones de 0,1 a0,5 lb/bbl de POLY-PLUS son añadidasa estos sistemas, los cuales contienende 8 a 12 lb/bbl de bentonita, paraaumentar el punto cedente yminimizar la viscosidad plástica. Lossistemas convencionales que nocontienen POLY-PLUS suelen contenerde 25 a 35 lb/bbl de bentonita.

3. Los sistemas POLY-PLUS verdaderos debajo contenido de sólidos son usadosprincipalmente para la estabilizaciónde lutitas. Esto se logra porencapsulación, mediante laviscosificación de la fase acuosa, ymediante la absorción del agua librepor el polímero. La encapsulación esel proceso por el cual POLY-PLUSenvuelve las laminillas de arcilla, locual impide que el agua entre dentrode la estructura entre capas de lasarcillas. POLY-PLUS también aumentala viscosidad de la fase líquida, locual modera el movimiento del

fluido dentro de la estructura entrecapas de las arcillas. POLY-PLUStambién adsorbe el agua de la faselíquida, reduciendo la cantidad deagua disponible para entrar en laestructura de las arcillas. En estesistema, la concentración depolímero activo (POLY-PLUS) semantiene entre 1 y 2 lb/bbl. A estaconcentración, los sitios aniónicosen los polímeros exceden los sitioscatiónicos disponibles en labentonita y las arcillas perforadas,resultando en la encapsulación de lasarcillas reactivas en el lodo y en lapared del pozo. Esta condición sedescribe frecuentemente como el“control de la cresta de viscosidad”.La estabilidad de este sistemadepende del mantenimiento de laconcentración de polímeros dentrodel rango apropiado y del control delcontenido de sólidos arcillosos delsistema a menos de 6%. Si laconcentración de polímeros esdemasiado baja o la concentraciónde sólidos se demasiado alta, senecesitarán desfloculantes aniónicos(diluyentes) para estabilizar laspropiedades de flujo. Si se usandesfloculantes, la estabilización yencapsulación de lutitas seránreducidas ya que los sitios aniónicosfuertes de los desfloculantescompiten con los sitios de POLY-PLUSpara los sitios catiónicos de lasarcillas. Por lo tanto, sidesfloculantes son requeridos, sedebería usar TACKLE®, ya que éste noreduce el punto cedente tanto comoel lignosulfonato o el lignito. Ladensidad máxima de un sistemaPOLY-PLUS verdadero es de 12 a 13lb/gal, debido a la intolerancia desólidos, a menos que se usendesfloculantes para estabilizar laspropiedades de flujo.

4. Para la estabilización de lutita. POLY-PLUS puede ser añadido a cualquiersistema de bajo pH, agua dulce otratado con KCl para reducir elderrumbamiento y levantamiento dela lutita. POLY-PLUS también reduciráel torque y arrastre, e impedirá elembolamiento de la barrena y delconjunto de fondo (BHA).

SISTEMA POLY-PLUS®

Los sistemasPOLY-PLUS

estándiseñadosparaproporcionarlaestabilizaciónde lutitas y elcontrol deviscosidad enlodos baseagua.

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

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5. A veces se añade POLY-PLUS a unaparte del sistema activo paraaumentar la viscosidad y luegolimpiar el pozo con colchonesviscosos. Este procedimiento se usaen áreas de alta ROP, tal comocuando se perfora a través de gumboy lutita blanda, y en el conjunto deriser de los equipos flotantescostafuera. POLY-PLUS se puede añadiren cantidades concentradasdirectamente a la tubería deperforación, en las conexiones.

La mayoría de los sistemas de fluidode perforación existentes pueden serconvertidos a sistemas POLY-PLUS, peroes mucho más conveniente mezclar unsistema POLY-PLUS limpio desde elprincipio. Para mezclar un sistemaPOLY-PLUS no densificado, se puede usarla siguiente formulación como guía:

Para mezclar un sistema Poly-Plusdensificado, se puede usar la siguienteformulación como guía:

Propiedades TípicasDensidad (lb/gal) 9 - 13Viscosidad embudo (seg/qt) 32 - 45Viscosidad plástica (cP) 6 - 10Punto cedente (lb/100 pies2) 10 - 20Esfuerzo de gel inicial


(lb/100 pies2) 5 - 10pH 8,5 - 10Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,2 - 1Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,1 - 0,5Calcio (mg/l) <300Cloruros (mg/l) 0 - 190.000Filtrado (cm3/30 min) Según se requieraSólidos de baja gravedad específica (%)* 3 - 10

MBT (lb/bbl) 7,5 - 17,5

Productos Típicos Función PrincipalM-I BAR Aumentar la densidadM-I GEL Viscosidad y control

de filtradoPOLY-PLUS Inhibición y extendedor

de gelSoda cáustica y KOH pH y Pf

POLYPAC Control de filtradoSP-101 Control de filtradoPOLY-SAL Control de filtradoCarbonato de sodio Control de la durezaDUO-VIS Control de las viscosidades

a muy baja velocidad de corte

TACKLE Reducir los esfuerzos de gel

KCl y NaCl Inhibición iónica


M-I BAR 300

M-I GEL 2,5 - 10

Soda cáustica 0,5 - 1

POLY-PLUS 0,5 - 1,5

POLYPAC 0,5 - 2

SP-101 0,5 - 2,5

TACKLE 0,1 - 1

DUO-VIS 0,5 - 1

CantidadProducto Químico (lb/bbl)

M-I GEL prehidratado 2,5 - 5

Soda cáustica o KOH 0,25

POLY-PLUS 1 - 2,5

POLYPAC 0,5 - 2

CantidadProducto Químico (lb/bbl)

M-I GEL prehidratado 1 - 5

Soda cáustica o KOH 0,25

POLY-PLUS 1 - 2,5

DUO-VIS 0,2 - 1

POLYPAC 0,5 - 2

TANNATHIN o RESINEX 2 - 5


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Cuando se desplaza un sistemaexistente con un sistema POLY-PLUS, eltamaño de malla de zaranda deberíaser aumentado para evitar la pérdidade lodo. El lodo se floculará y elpolímero no se cortará durante laprimera o las dos primerascirculaciones después deldesplazamiento. Las mallas dezaranda finas deberían serreemplazadas lo antes posible. Unespaciador grueso de M-I GEL/POLY-PLUS debería ser bombeado delante delsistema POLY-PLUS para lograr undesplazamiento limpio. El bombeo auna velocidad alta (en flujoturbulento) también ayudará aeliminar el antiguo revoque de lapared y a realizar un desplazamientolimpio. Si se usa un sistema POLY-PLUSpara desplazar un sistema actual enun punto de la tubería derevestimiento, perforar el cemento yobtener una prueba positiva de la

zapata sobre la formación antes dedesplazar con el sistema POLY-PLUS. Elcemento y el pH alto son muyperjudiciales para el polímero. Si elcemento debe ser perforado con elsistema POLY-PLUS, será necesariorealizar un tratamiento preliminar yeliminar el lodo contaminado paraevitar el agotamiento del contenidode polímero.

La preocupación principalrelacionada con el mantenimiento deun sistema POLY-PLUS es monitorear ymantener la concentración apropiadade polímeros y controlar los sólidosdentro de los rangos apropiados. Laconcentración de POLY-PLUS debería sermonitoreada mediante el uso de laPrueba de Extracción de Amoníaco (elprocedimiento para esta prueba estádescrito en el capítulo sobre Pruebasde este manual). El valor de MBTdebería limitarse a 17,5 lb/bbl.

Sistemas Base Agua


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El sistema DRILPLEX™ de hidróxido demetales mezclados es un sistema defluido de perforación catiónico,floculado, de bajo contenido desólidos que proporciona excelentescaracterísticas de limpieza del pozo ysuspensión de sólidos. El productoclave de este sistema es el DRILPLEXcatiónico (hidroxilo alumínico depolimagnesio inorgánico), elviscosificador que proporciona lareología especial del sistema. Losviscosificadores DRILPLEX HT yDRILPLEX LT son usados enaplicaciones de alta y bajatemperatura, respectivamente. Lacapacidad de viscosidad y suspensiónde una lechada de gel no tratada esaumentada considerablementemediante el uso de DRILPLEX. Lalechada de DRILPLEX/gel básica tieneuna baja viscosidad plástica, un altopunto cedente, altos esfuerzos de gelfrágiles y un alto filtrado.

En este sistema, la viscosidad y losesfuerzos de gel son obtenidosmediante la floculación de labentonita totalmente hidratada conDRILPLEX. Este mecanismo depende dela reacción de las cargas catiónicas delDRILPLEX con las cargas aniónicas de labentonita para formar una lechadafloculada. Por este motivo, losmateriales aniónicos no pueden serusados en este sistema sin sacrificarlas características reológicas que leson exclusivas. Cualesquier materialsólo debe ser usado después derealizar pruebas piloto, incluyendotodos los aditivos de almidón. Inclusopequeñas cantidades de un materialaniónico pueden reducirconsiderablemente el punto cedente,la viscosidad a muy baja velocidad decorte y los esfuerzos de gel. Esto haceque los almidones especializados seanlos únicos materiales de control defiltración que sean compatibles con elsistema. El almidón está sujeto a lafermentación; por lo tanto, serecomienda un pH de 11,0 a 11,5 y

tratamientos con un biocida noiónico para impedir la fermentación.

El pH de los sistemas DRILPLEXdebería ser mantenido entre 10,5 y11,5. La reología se reduce a nivelesde pH < 10.

Este sistema es muy sensible a lossólidos, por lo tanto los sólidos debaja gravedad específica deben sercontrolados a 5% o menos mediantela remoción mecánica y/o dilución. Elpeso de lodo máximo para estesistema es de aproximadamente 13lb/gal.

Sistema DRILPLEX™


Densidad (lb/gal) 8,8 - 13

Viscosidad embudo (sec/qt) 36 - 55

Viscosidad plástica (cP) Valor mínimo, Figura 1

Punto cedente (lb/100 pies2) 15 - 60

Esfuerzo de gel inicial (lb/100 pies2) 10 - 60

Esfuerzo de gel a 10 min. (lb/100 pies2) 10 - 60

pH 10,5 - 11,5

Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,7 - 1,8

Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,6 - 1,5

Calcio (mg/l) <80

Cloruros, agua dulce (mg/l) 100 - 15.000


Sólidos de baja gravedad específica (%)* <5

MBT (lb/bbl) 10 - 20



GEL SUPREME Viscosidad

Soda cáustica Aumentar el pH y Pf

DRILPLEX Viscosidad

Almidón (no iónico) Control de filtrado


M-I BAR 0 - 350

GEL SUPREME 8 - 12

DRILPLEX 0,8 - 1,2

Almidón (no iónico) 3 - 8

*Ver la Figura 2.

El sistemaDRILPLEX...proporcionaexcelentescaracterísticasde limpiezadel pozo ysuspensión de sólidos.


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El sistema GLYDRIL™ es un sistema baseagua de polímeros mejorados que usala tecnología de poliglicol paraproporcionar un alto grado deinhibición de lutitas, estabilidad delpozo, control de filtrado ATAP ylubricidad. Este sistema también esideal para perforar las arenas agotadasdonde la pegadura por presióndiferencial causa grandes problemas,en las operaciones de agua profunda,y para la perforación de pozos de altoángulo en las formaciones reactivasdonde la estabilidad del pozo y eltorque y arrastre son motivos depreocupación. Otras ventajas incluyenel mejoramiento de la integridad delos recortes y de la calidad delrevoque, la reducción de las tasas dedilución, menos ensanchamiento delpozo, una mayor tolerancia desólidos, un mejor rendimiento de lasbarrenas PDC, la reducción delembolamiento de la barrena y unavelocidad de perforación (ROP) másalta. El sistema GLYDRIL también esaceptable desde el punto de vistaambiental, debido a su baja toxicidady a sus reducidas frecuencias deeliminación de desechos.

Aunque el sistema de polímerosmejorados GLYDRIL logre ciertainhibición mediante adsorciónquímica, el fenómeno del punto deenturbiamiento es el mecanismoprincipal para la inhibición yestabilización. El punto deenturbiamiento es la temperatura a lacual el poliglicol pasa de sertotalmente soluble a insoluble. A lastemperaturas que exceden el punto deenturbiamiento, los poliglicolesforman gotas coloidales, o micelas,que resultan en una microemulsión. Aeste fenómeno se le atribuyefrecuentemente el nombre de“Emulsión de Lodo ActivadaTérmicamente” (TAME). Este efectoTAME proporciona la estabilidad delpozo de tres maneras diferentes:

• Mediante la adsorción química.

• Mediante la microemulsión y eltaponamiento de los poros por elfiltrado.

• Proporcionando un revoque másdelgado y menos poroso.

Estos sistemas de polímeros depoliglicol son más eficaces cuando sonusados con una sal inhibidora, comoKCl, para la inhibición iónica, y unpolímero encapsulador como Polypac oPoly-Plus. Por lo tanto, se recomiendamantener sal de cloruro de sodio ocloruro de potasio en el sistema. Sepuede maximizar las ventajas delsistema haciendo coincidir el punto deenturbiamiento de los poliglicoles con latemperatura de fondo o la temperaturade la formación que se está perforando.Esto resulta en la adsorción de lospoliglicoles insolubles en el pozo ydentro del revoque. Esta adsorción delos poliglicoles insolubles en laformación de arcilla/lutita forma unabarrera protectora contra el agua y susefectos dañinos. La adsorción de lospoliglicoles insolubles en el revoque delas formaciones permeables reduce elespesor del revoque y las tasas depérdida por filtración. Como elpoliglicol insoluble tiene una afinidadcon las superficies, puede recubrir lossólidos y las superficies expuestas,proporciona la lubricación y reduce elembolamiento. La mayoría de lossistemas de polímeros de poliglicol estándiseñados para que el poliglicol sevuelva totalmente soluble al enfriarsemientras está siendo bombeado hacia lasuperficie, a través del espacio anular.Sin embargo, algunos sistemas depolímeros de poliglicol están diseñadosde manera que el poliglicol permanezca

SISTEMA GLYDRIL

El sistemaGLYDRIL...usa latecnología depoliglicolparaproporcionarun altogrado deinhibición delutitas,estabilidaddel pozo,control defiltradoATAP ylubricidad.

GLYDRIL GP Mezcla PAG de amplio rango de enturbiamiento, baja salinidad

GLYDRIL LC PAG de enturbiamiento de baja salinidad, <30.000 mg/l Cl–

GLYDRIL MC PAG de enturbiamiento de salinidad moderada, 30.000 a

90.000 mg/l Cl–

GLYDRIL HC PAG de enturbiamiento de alta salinidad al punto de saturación,

>90.000 mg/l Cl–

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

10

insoluble en todo momento. Variosglicoles están disponibles con unaamplia variedad de puntos deenturbiamiento para lograr el que sedesea obtener. Sin embargo, los sistemasde polímeros de poliglicol songeneralmente diseñados antes de iniciarla perforación del pozo, de manera quese envíe solamente el glicol apropiado alpozo. Estos poliglicoles se indican acontinuación.

Los sistemas de polímeros depolyglicol, como otros sistemas depolímeros, deberían ser mezcladosdesde el principio. Si un sistema depolímeros de poliglicol sigue otrosistema de lodo en un pozo, el primersistema debería ser desplazado por unsistema de polímeros de poliglicolpremezclado, en vez de realizar laconversión del primer sistema.

Las principales preocupacionesrelacionadas con el mantenimiento de

un sistema de polímeros de poliglicolson el monitoreo y el mantenimientode la concentración apropiada depolímeros; el control de los sólidosdentro de los rangos apropiados; y elmantenimiento de la concentración ydel tipo apropiado de poliglicol en elsistema, para obtener el efecto TAME.La concentración de POLY-PLUS deberíaser monitoreada mediante el uso de laPrueba de Extracción de Amoníaco (elprocedimiento para esta prueba estádescrito en el capítulo sobre Pruebas deeste manual). La concentración deamoníaco puede ser monitoreada poruna retorta de dos etapas o mediante eluso de un refractómetro manual.Después de destilar el agua a 300ºF(149ºC), se destila la muestra a 950ºF(510ºC) para destilar y medir el glicol. Elvalor MBT del lodo debería limitarse a20 lb/bbl.








pH 8 - 10

Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,2 - 2

Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,1 - 1

Calcio (mg/l) 100

Cloruros (mg/l) 0 - 190.000



MBT (lb/bbl) <20



M-I GEL Viscosidad y control de filtrado

Soda cáustica o KOH Aumentar el pH y Pf

POLY-PLUS Encapsulación e inhibición

DUO-VIS Viscosidad y suspensión

POLYPAC Control de filtrado y encapsulación

GLYDRIL GP, LC, InhibiciónMC o HC y lubricidad

Salmuera NaCl o KCl Inhibición iónica


M-I BAR 0 - 350

M-I GEL 2,5 - 12,5

KOH o carbonato de sodio 0,25 - 1,5

POLY-PLUS 0 - 2

DUO-VIS 0,25 - 1,5

POLYPAC 1 - 5

GLYDRIL 2 - 5%

Salmuera NaCl o KCl 0 - 20%

*Ver la Figura 2.

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El sistema SILDRIL™ es un sistema desal/polímero que utiliza el silicato desodio para mejorar la inhibición. Elsistema fue desarrollado paraproporcionar la inhibición de lutitas yla estabilidad del pozo en áreasproblemáticas donde normalmente seusarían fluidos base aceite o sintético.Las formaciones tales como lasformaciones de lutita microfracturada,tiza, o las formaciones con arcillasdispersivas interestratificadas son lasaplicaciones donde se deberíaconsiderar el uso de un sistema Sildril.

La inhibición y la estabilidad delpozo se logran cuando los silicatossolubles se precipitan para formar unapelícula de silicato insoluble queimpide el contacto del agua con lalutita (arcilla) del pozo, o la invasióndentro de las formaciones permeables.A medida que los silicatos solublesentran en contacto con la superficie delas lutitas (arcillas) de bajo pH, el pHdiminuye y se produce una reaccióncon los cationes divalentes (Ca2+, Mg2+)en/dentro de la lutita, para formar unrevestimiento de silicato de calcio y/ode magnesio. Los silicatos solubles sóloson estables a valores de pH superioresa 10,4 y en la ausencia de cationesdivalentes. Los silicatos se precipitancuando los valores de pH soninferiores a 10,4 o en la presencia decationes divalentes. Por lo tanto, el pHdebería ser controlado a 11,0 o a unvalor más alto, y los cationesmultivalentes deberían ser precipitadoscon carbonato de sodio. Laconcentración óptima de silicatosactivos al 50% es de aproximadamente30 lb/bbl. Es muy importante que laconcentración de silicatos en elsistema sea controlada porque las tasasde agotamiento del silicato pueden seraltas cuando se perforan lutitasreactivas. Para que el sistema SILDRILproporcione una buena inhibición, laconcentración de silicato debe sermonitoreada y mantenida dentro delrango apropiado.

La relación de sílice a sodio tambiénes muy importante. Ésta describe larelación de SiO2 a Na2O para unsilicato en particular. La investigaciónha demostrado que la mejor relaciónentre el sílice y el sodio para lainhibición de lutitas varía entre 2,0:1 y2,65:1. Relaciones más altas de SiO2 aNa2O no mejoran la inhibición ypueden causar propiedades de flujoinestables.

Las pruebas de dispersión indicanque la inhibición del sistema SILDRIL escomparable a la inhibición de lossistemas base aceite o sintético. Lainhibición de lutitas puede sermejorada mediante adiciones deGLYDRIL y sales de potasio o sodio.GLYDRIL es un glicol con una bajatemperatura de enturbiamiento quereduce el coeficiente de fricción delfluido y extiende la estabilidad térmicadel sistema hasta 250ºF. Por lo tanto, sedebe añadir glicol al sistema cuando latemperatura de fondo excede 190ºF, ocuando sea necesario para reducir eltorque y arrastre excesivo.

Proceder con cuidado al perforaryacimientos donde el agua deformación contiene altasconcentraciones de Ca2+ o Mg2+. Si elagua de formación tiene altasconcentraciones de Ca2+ o Mg2+ o el pHdel filtrado invadido disminuye con eltiempo, algunos daños puedenproducirse debido a la precipitacióndel silicato de calcio (cemento) o a lasolidificación del silicato de sodiodentro de la garganta del poro de lamatriz de la roca. Sin embargo, si lacompletación incluye la tubería derevestimiento cementada yperforaciones, esto no deberíapresentar ningún problema.

Cuando se mezcla un sistema SILDRIL,se debe usar agua dulce – o el agua quefue tratada con carbonato de sodiopara eliminar cualesquier ionesdivalentes (Ca2+ y Mg2+). De locontrario, estos iones eliminarán elsilicato de la solución mediante

SISTEMA SILDRIL™

El sistemaSILDRIL fuedesarrolladoparaproporcionarla inhibiciónde lutitas y laestabilidaddel pozo enáreasproblemá-ticas...

Es muyimportanteque laconcentraciónde silicatos enel sistema seacontrolada...

Sistemas Base Agua


CAPÍTULO

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Densidad (lb/gal) 8,8 - 13,5






pH > 11,0

Pm (cm3 0,02N H2SO4) 1,0 - 3,0

Pf (cm3 0,02N H2SO4) 0,8 - 2,5

Calcio (mg/l) <100

Cloruros (mg/l) 60 - 120.000



MBT (lb/bbl) <15



SILDRIL Inhibición

Carbonato de sodio Precipitar la dureza

DUO-VIS Viscosidad y suspensión

POLYPAC (UL) Control de filtrado

GLYDRIL Inhibición y lubricidad

Salmuera NaCl o KCl Fluido base y actividad


M-I BAR 0 - 300

SILDRIL (activo) 3 - 4%

Carbonato de sodio 0,5 - 1,5

DUO-VIS 0,5 - 1,5

POLYPAC (UL) 1,0 - 3,0

Salmuera NaCl o KCl 25 - 40

GLYDRIL 0 - 5%

*Ver la Figura 2.

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precipitación, a medida que se agrega elsilicato al agua de preparación.

El sistema SILDRIL no tolera los sólidostanto como la mayoría de los otrossistemas de lodo inhibidos y no esrecomendado para las aplicacionesdonde se requieren densidades mayoresque 13,5 lb/gal. Como el sistema Sildriles sensible a los sólidos, altas tasas dedilución serían requeridas para

proporcionar propiedades de flujoestables en las aplicaciones de SILDRIL dealta densidad. Como SILDRIL es unsistema costoso de alto rendimiento, serecomienda usarlo solamente para lospozos dificultosos que contienen lutitassensibles al agua. La estabilidad térmicadel sistema SILDRIL es deaproximadamente 250ºF (121ºC).

Emulsiones No Acuosas

Emulsiones No Acuosas 11.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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El origen de los fluidos de perforaciónno acuosos se remonta a los años 1920,cuando se usaba el crudo como fluidode perforación. Las ventajas ofrecidaspor el aceite como fluido de perforacióny completación eran obvias aun en esaépoca:• Las arcillas no se hidratan ni se

hinchan.• Mejor estabilidad del pozo.• Producción mejorada a partir de las

areniscas que contienen arcillas.• Menores problemas al perforar a

través de evaporitas (sales,anhidrita, etc.).

• Menor ensanchamiento del pozo.• Propiedades del lodo más estables.• Mayor resistencia a la

contaminación.Los aceites también tienen ciertas

características que son indeseables. Soninflamables y pueden contenercompuestos que causan fallas de losmateriales de caucho tales como lasmangueras, juntas tóricas (o-rings),empaquetaduras y los elementos de lospreventores de reventones (BOP). Losaceites no tienen la estructura de gel yson difíciles de viscosificar de maneraque puedan ser densificados. Muchosaceites contienen compuestos tóxicos opeligrosos que causan riesgos para laSalud, la Seguridad y el Medio Ambiente(HSE). Los aceites tienen una altasolubilidad para la mayoría de los gasesencontrados durante la perforación depozos (gas natural, dióxido de carbono ysulfuro de hidrógeno). Esto puedeafectar la detección de las arremetidas degas y los procedimientos de control depozo. Los aceites no se degradanfácilmente bajo ciertas condiciones. Losaceites también flotan sobre el agua ypueden migrar sobre una gran distanciadesde su fuente.

Diferentes enfoques han sidoadoptados para usar el aceite en losfluidos de perforación, minimizando losproblemas asociados. Se desarrollaronlodos base agua de “emulsión de aceite”que contenían 10 a 20% de aceiteemulsionado. Se usaron productosquímicos para emulsificar el aceite en elagua en forma de pequeñas gotas que

permanecen dispersas en el agua en vezde flotar hacia la superficie. Este aceiteemulsionado reducía el filtrado y lafricción entre la columna de perforacióny el pozo. Estos sistemas base agua de“emulsión de aceite” se usan muy pocoactualmente porque producen losmismos problemas del pozo en laslutitas sensibles al agua y se contaminancomo cualquier otro sistema de lodobase agua.

El rendimiento de los fluidos deperforación no acuosos (principalmenteel crudo) fue mejorado por el desarrolloy el uso de aditivos asfálticos paraaumentar la viscosidad y reducir elfiltrado. Sin embargo, estos lodos deaceite toleraban muy poco lacontaminación de agua.

Durante los años cuarenta, sedesarrollaron lodos base aceite dieselque no solamente toleraban el agua,sino también usaban el aguaemulsionada para controlar y mantenerlas propiedades. Las gotas de aguaemulsionada reducían el filtrado yaumentaban la viscosidad. La faseaceitosa continua de estos lodos loshacía actuar como lodos de aceite –humectando con una película de aceitee impidiendo la interacción entre elagua emulsionada y las lutitas sensiblesal agua y los recortes para proporcionaruna buena estabilidad del pozo. Loslodos toleraban la contaminación de saly anhidrita. Estos lodos eran emulsionesen todo sentido y recibieron el nombrede lodos de “emulsión inversa” paradiferenciarlos de los lodos base agua de“emulsión de aceite” que se usaban enesa época. Hoy en día, un lodo deemulsión inversa es un fluido con aceitediesel, aceite mineral o fluido sintéticocomo fase continua, y agua o salmueracomo fase emulsionada. El agua o lasalmuera emulsionada se dispersadentro del aceite (ver la Figura 1). Ésta esla fase interna. Se usa sal de cloruro decalcio para aumentar la salinidad de lafase de agua emulsionada hasta un niveldonde no pueda afectar (ablandar ohinchar) las formaciones y los recortessensibles al agua.

Introducción

…un lodo deemulsióninversa es unfluido conaceite diesel,aceite mineralo fluidosintéticocomo fasecontinua, yagua osalmueracomo faseemulsionada.

Emulsiones No Acuosas CAPÍTULO

11


Los lodos de emulsión inversadeberían ser usados cuando lascondiciones justifican su aplicación. Losasuntos de aceptabilidad ambiental,eliminación, costo de preparacióninicial, costo de mantenimiento diario,problemas anticipados del pozo,evaluación de la formación y daños a laformación deberían ser considerados.

Los lodos de aceite ofrecen ciertasventajas económicas cuando se usanpara:• Lutitas problemáticas.• Zonas de sal, anhidrita, carnalita y

potasa.• Pozos profundos y calientes.• Perforación y extracción de núcleos

en zonas productivas sensibles.• Proyectos de perforación de alcance

extendido.• Pozos direccionales difíciles.• Perforación de pozos de diámetro

reducido.• Control de corrosión.• Formaciones que contienen sulfuro

de hidrógeno (H2S) y dióxido decarbono (CO2).

• Fluidos de perforación ycompletación.

• Obturador de la tubería derevestimiento o fluidos de empaque.

• Fluidos de rehabilitación.• Colocación de fluidos para soltar la

tubería pegada.Las preocupaciones ambientales

durante los años ochenta resultaron enel uso de aceites minerales, aceitesaltamente refinados que eran menostóxicos y más aceptables que el aceitediesel desde el punto de vistaambiental. Los aceites mineralescontienen concentraciones decompuestos aromáticos más bajas queel aceite diesel. Aunque no sean tantóxicos como el aceite diesel, es posibleque los aceites minerales no se puedan

usar en ciertas ubicaciones sensiblesdesde el punto de vista ambiental,según los reglamentos ambientaleslocales.

Tras la necesidad de lograr un buenrendimiento de los lodos base aceite,cumpliendo con reglamentosambientales cada vez más estrictos paralas ubicaciones costafuera, otroslíquidos “sintéticos” no acuosos fueronintroducidos como fluidos basealternativos. Estos líquidos sonllamados “fluidos sintéticos” porqueson sintetizados o fabricados a partir deotros compuestos en vez de seraltamente refinados a partir del crudo.Se pueden seleccionar fluidos sintéticosque tienen una toxicidad mucho másbaja y características de HSE (Salud,Seguridad y Medio Ambiente) mejoresque el aceite diesel o el aceite mineral.Los ésteres, acetales, éteres, olefinas yotros solventes sintéticos son algunosde los compuestos que han sido usadospara los lodos base sintético. Los fluidosde perforación base sintético son máscostosos que los lodos base agua, aceitediesel o aceite mineral, pero el mejorrendimiento que estos lodos basesintético tienen en la perforación suelecompensar este costo más alto en lasoperaciones costafuera.

El aceite diesel, los aceites minerales ylos fluidos sintéticos son líquidos nopolares y no acuosos. No conducirán laelectricidad ni disolverán loscompuestos iónicos como la sal o laanhidrita, y son insolubles en agua. Sonusados como base o fase fluida continuaen los lodos de emulsión inversa. Elmecanismo usado para formular,fabricar, probar y mantener un lodo deemulsión inversa preparado concualquiera de estos fluidos base esbásicamente el mismo. Este capítulopresenta una perspectiva general deestos fluidos no acuosos, sistemas y losfundamentos de las emulsiones. Otroscapítulos tratarán de los productos ysistemas específicos.

La selección del aceite o sintético quese debe usar para una aplicaciónespecífica consiste en escoger unaformulación que proporcione unequilibrio razonable entre laaceptabilidad ambiental, el costo deeliminación de desechos, el costo dellodo, el rendimiento y ladisponibilidad.

Figura 1: Gotas de agua dispersas en aceite.

El aceitediesel, losaceitesminerales ylos fluidossintéticos sonlíquidos nopolares y noacuosos.


Non-Aqueous Emulsions 11.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

11

Los fluidos de perforación de emulsióninversa son mezclas de dos líquidosinmiscibles: el aceite (o sintético) y elagua. Pueden contener 50% o más deagua. Esta agua se descompone enpequeñas gotas y se dispersauniformemente en la fase no acuosaexterna. Estas gotas permanecensuspendidas en el aceite (o sintético) yagentes tensioactivos que actúan entrelas dos fases impiden que las gotas sefusionen.

La Figura 2 compara dos emulsionesde agua en aceite que tienen contenidosde agua sustancialmente diferentes.Siempre que las gotas sean de tamañoigual, el sistema que tiene menos aguaserá más estable debido a la mayordistancia entre las gotas, lo cual reduceel riesgo de coalescencia.

Como lo muestra la Figura 2, lasimple emulsificación de las dos fasescausa un enorme aumento del áreasuperficial de contacto entre las dosfases (contacto aceite-agua). Porejemplo, si los recipientes de la Figura 2son cubos de 2,72 cm con un volumenligeramente superior a 20 cm3, y seañade 10 cm3 de agua a 10 cm3 deaceite, dejando que estos líquidos seseparen (de la manera indicada en laesquina superior derecha de la Figura 2),el área superficial de contacto interfacialentre el aceite y el agua sólo será 7,4cm2. Suponiendo que el agua luego seemulsiona en gotas esféricas que tienenun radio de 1 micrón, el área superficial

de contacto interfacial aumentaría a300.000 cm2 (2,38 x 1012 esferas, cadauna con un área superficial de 1,26 x10-7). Esto representa un aumento delárea de contacto interfacial de 40.550veces, simplemente formando laemulsión. En una emulsión, la enormecantidad de gotas causa un aumento dela viscosidad y actúa básicamente comolos sólidos finos agregados a un lodobase agua, aumentando la viscosidadplástica.

Para emulsificar correctamente el aguaen aceite, debe haber suficienteemulsificante químico que forme unapelícula alrededor de cada gota de agua.La emulsión será inestable si no haysuficiente emulsificante. A medida queel contenido de agua aumenta, laconcentración requerida deemulsificante aumenta.

Desde el punto de vista de laestabilidad, cuanto más pequeña sea lagota, más estable será la emulsión, yaque las gotas más grandes se fusionanmás fácilmente que las gotas máspequeñas (ver la Figura 3). El tamañouniforme de las gotas también hace quela emulsión sea más estable. Paraobtener pequeñas gotas de tamañouniforme, se debe aplicar una energía oun esfuerzo en la forma de esfuerzo decorte. Muchas veces resulta difícil lograrun esfuerzo de corte suficiente paraformar una emulsión estable en lostanques de lodo y en las plantas de lodolíquido. El esfuerzo de corte suficientepuede ser obtenido mediante laagitación turbulenta con dispositivosespecializados de alto esfuerzo de corteo cuando se realiza la circulación a

Fundamentos de la Emulsión

Relación aceite/agua: 75/25 Relación aceite/agua: 50/50

Agua (fase

interna)

Aceite (fase

externa)

75% aceite

25% agua

50% aceite

50% agua

Figura 2: Efecto del contenido de agua sobre la emulsiónde agua en aceite.

Figura 3: Coalescencia de las gotas de agua malemulsionadas.

Los fluidosdeperforaciónde emulsióninversa sonmezclas dedos líquidosinmiscibles:el aceite...y elagua.

…cuantomás pequeñasea la gota,más estableserá laemulsión...


11


través de los chorros de la barrena, laspistolas de lodo o con algunas bombascentrífugas. No está de más insistir en laimportancia del esfuerzo de cortesuficiente y del pequeño tamaño de lasgotas, así como su relación con laestabilidad del lodo. Las pequeñas gotasuniformes de agua generan viscosidad yesfuerzos de gel que ayudan a soportarel material densificante y reducen elfiltrado al quedar atrapadas en elrevoque.

Cuando se aumenta el contenido deagua (fase interna) de una emulsióninversa:• El tamaño de las gotas de agua

aumenta.• Las posibilidades de que las gotas de

agua se fusionen aumenta• La viscosidad plástica de la emulsión

aumenta.• La cantidad de emulsificante

requerida para formar una emulsiónestable aumenta.

• La estabilidad de la emulsióndisminuye.Cuando se agrega aceite (fase

continua), la emulsión se hace másestable por la distancia entre las gotasde agua aumenta y la viscosidaddisminuye. Para obtener la viscosidad,el esfuerzo de gel y el control defiltración deseados, la relación de aceite(o sintético) a agua debe ser equilibradapara satisfacer las necesidadesespecíficas.

La incorporación de sólidos dentro deuna emulsión de agua en aceite osintético puede tener un efecto positivoo negativo sobre la manera en que lossólidos se humectan. Mientras los lodosse mantienen en una condiciónhumectada por aceite y no se fusionanni agotan la concentración requerida deagentes tensioactivos, formarán unaemulsión estable.

La humectabilidad se determinaexaminando el ángulo de contactoformado entre cada líquido y lasuperficie del sólido. La Figura 4 ilustralos tres estados principales dehumectación que ocurren en unsistema de tres fases (sólidos en unamezcla de dos líquidos inmiscibles)como un lodo de aceite o sintético. Pordefinición, si el ángulo formado por unlíquido y un sólido es menor que 90º,se dice que el sólido está siendohumectado de forma preferencial por

dicho líquido. El ángulo de contactobajo facilita la extensión del líquidopara recubrir el sólido. Un ángulo decontacto alto muestra que el líquidoprefiere embolarse en vez de extendersesobre la superficie. Cuando un sólidoestá siendo humectado de formapreferencial por un líquido, dichosólido tiene una afinidad para serrecubierto solamente por ese líquido,aunque dos líquidos estén presentes enla emulsión. En el Caso 1, el ánguloformado por el agua y la superficie delsólido es <90º, indicando que el sólidoestá siendo humectado de formapreferencial por agua (también indicadopor el hecho que el ángulo de contactodel aceite es >90º). En cambio, en elCaso 3, el ángulo formado por el aceitey la superficie del sólido es <90º, lo cualhace que el sólido sea humectado deforma preferencial por aceite, es decirque los sólidos están recubiertos poruna película de aceite. En el Caso 2, elángulo de contacto del aceite y del aguaen la superficie del sólido es de 90º, porlo tanto el sólido no está siendohumectado de forma preferencial ni porel aceite ni por el agua. Si el ángulo decontacto de un líquido llega a ser 0º, se

Líquido no humectante

Líquido no humectante

Aceite

θo θw

Líquido humectante

Líquido humectante

Agentetensioactivohumectadopor aceite

Agua

Aceite

Aceite

θo

θo

Agua

Agua

Sólido

Sólido

Sólido

θw < 90°Caso 1: El sólido es humectado de forma

preferencial por el agua.

θo > 90°

Ángulo

de co

ntacto

θw

θw

θo = 90° θw = 90°Caso 2: El sólido no es humectado de forma

preferencial.

θo < 90°Caso 3: El sólido es humectado de forma

preferencial por el aceite.θw > 90°

Figura 4: Ángulo de contacto y humectabilidad.

No está demás insistiren laimportanciadel esfuerzode cortesuficiente ydel pequeñotamaño delas gotas, asícomo surelación conlaestabilidaddel lodo.



CAPÍTULO

11

dice que el sólido es totalmentehumectado por ese líquido.

Los ángulos de contacto pueden serusados para explicar la teoría dehumectación. Estos ángulos son difícilesde medir, incluso en el laboratorio, y noresulta práctico hacerlo bajo lascondiciones de campo. Se handesarrollado varias pruebas simples paraindicar si la humectación por agua estáocurriendo. Estas pruebas se describiránmás adelante en este capítulo.

Los fluidos de perforación no acuososson formulados usando aditivosbasados en un amplio grupo deproductos químicos llamados agentestensioactivos. Estos productos químicosincluyen emulsificantes, jabones yagentes humectantes. Actúanreduciendo la tensión interfacial entredos líquidos o entre un líquido y unsólido. Los agentes tensioactivos tienenuna cabeza polar hidrofílica y una colaorganofílica (oleofílica o lipofílica),como lo muestra la Figura 5.

Se puede medir el balance entre lafuerza y el carácter del extremohidrofílico y el extremo lipofílicousando el rango de Balance Hidrofílico-

Lipofílico (HLB). El número HLB puedecaracterizar la funcionalidad de unagente tensioactivo. Como lo muestrala Figura 6, los emulsificantes de aceiteen agua tienen valores HLB más altos ylos emulsificantes de agua en aceitetienen números HLB más bajos,mientras que los agentes humectantesestán en el medio.

La diferencias principales entre losemulsificantes, los jabones y los agenteshumectantes son las superficies sobrelas cuales están diseñados para actuar ysus números HLB. Puede que estasdiferencias no estén claramentedefinidas. La mayoría de losemulsificantes también tienenpropiedades humectantes. Los agenteshumectantes también actúan en ciertamedida como emulsificantes y puedenser categorizados según su funciónprincipal en una formulación enparticular o según su composiciónquímica.

Los sistemas no acuosos contienenagentes humectantes que recubren lassuperficies y los sólidos para modificarel ángulo de contacto (humectabilidad)de las superficies de contacto sólido-líquido, como lo muestra la Figura 7.Estos materiales permiten lahumectación de los sólidos de formapreferencial por el aceite o sintético. Siun fluido es sometido a unsobretratamiento de agenteshumectantes, de tal manera que lossólidos están totalmente humectados,los sólidos tendrán tendencia asedimentarse o asentarse. Los sólidosdeben ser mantenidos en la condiciónde humectación preferencial por aceitepara mantener un fluido estable.

La condición de humectaciónpreferencial por aceite puede ser

CH2

H3CH2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

CH2

H2

C

C

OH

O

Soluble en aceite

Extremo organofílico (oleofílico)

Cola del hidrocarburo (no polar)

Soluble enagua

Extremohidrofílico

Cabezacarboxílica

(polar)

Figura 5: Estructura del agente tensioactivo (ácidoesteárico).

0 3 6 9 12 15 18

Lipofílico Hidrofílico

Emulsificantes deagua en aceite

Agentes humectantes Emulsificantes de aceite en agua

Detergentes

VERSAMUL

VERSACOAT

VERSAWET

SWA

DRIL-KLEEN®/CLEAN UP™

Figura 6: Rango HLB, función y productos.

Los agentestensioactivostienen unacabeza polarhidrofílica yuna colaorganofílica...

Los sistemasno acuososcontienenagenteshumectantesque recubrenlassuperficies ylos sólidosparamodificar elángulo decontacto...


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afectada por la contaminación con elagua, la mayor carga de sólidos ytratamientos insuficientes de agenteshumectantes.

Cuando los sólidos son humectadospor agua:• Los sólidos tienden a adherirse a las

zarandas.• El lodo adquiere un aspecto

“granuloso”, perdiendo su aspectobrillante.

• La Estabilidad Eléctrica (ES)disminuye.

• La reología aumenta.

• Se observará la sedimentación debarita en el vaso de lodo, vaso decalentamiento y los tanques.

• El filtrado de Alta Temperatura, AltaPresión (ATAP) aumenta y puedecontener agua libre.

El material densificante y los sólidosque son humectados por agua seagregarán o juntarán y se sedimentaráno serán separados del sistema por laszarandas u otros equipos de control desólidos. La sedimentación de los sólidoshumectados por agua está caracterizadapor depósitos blandos, a veces descritoscomo “asentamientos”. Lostratamientos con agentes humectantescomo VERSACOAT®, VERSAWET® o SWATM

restablecerán la condición dehumectación por agua y dispersaránestos grupos de sólidos humectados poragua en partículas individuales que sonmás fáciles de suspender.

Figura 7: Orientación del agente humectante sobre lasuperficie o la partícula.

Emulsificantes. Los emulsificantes sonagentes tensioactivos que reducen latensión superficial entre las gotas deagua y el aceite (o sintético). Losemulsificantes estabilizan la mezcla alser parcialmente solubles en agua yparcialmente solubles en aceite, como seindicó previamente en la Figura 5. Engeneral, los emulsificantes son alcoholesde cadena larga, ácidos grasos opolímeros, y pueden ser aniónicos,catiónicos o no iónicos. Un extremo dela molécula de emulsificante tiene unaafinidad con el agua mientras que elresto de la molécula tiene una afinidadcon el aceite o fluido sintético. Laspartículas de emulsificante forman unrevestimiento alrededor de las gotas deagua para impedir que éstas se fusionen,de la manera ilustrada en la Figura 8.

Jabones. Algunos emulsificantes sonjabones formados por la reacción de unéster de ácido graso con un álcali (comola cal), donde el hidrógeno del ácidograso es reemplazado por un metal,como el calcio de la cal. Los jabones

hechos con sodio son solubles en agua yforman emulsiones de aceite en agua. Elhidróxido de sodio es el álcali que se usaen muchos jabones domésticos.

Los jabones insolubles en agua sonformados cuando metales más pesados

Aditivos

Gota deagua

Gota de agua emulsionada estable

Revestimiento de emulsificante

Aceite

Aceite

Figura 8: Disposición del emulsificante alrededor deuna gota de agua.

Losemulsificantesson agentestensioactivosque reducen latensiónsuperficialentre las gotasde agua y elaceite...

Aceite

Superficie del sólido o partícula

Agentehumectante



CAPÍTULO

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que el sodio (como el calcio) sustituyenel hidrógeno del ácido graso. Estosjabones insolubles en agua son usadosen grasas, espesadores de gel, pinturas ylodos de aceite. Los jabones de calcio seusan comúnmente como emulsificanteprincipal en los lodos de emulsióninversa. Las mayoría de losemulsificantes de jabón de calcio sonformados mediante la adición de ácidograso (generalmente un líquido) y cal ocal viva (como fuente alcalina de calcio)al aceite base del lodo, dondereaccionan para formar el jabón decalcio.

En realidad, para obtener unaemulsión estable, no sólo se debe contarcon suficiente emulsificante paraestabilizar todas las gotas de agua, más elagente humectante, para recubrir todoslos sólidos, sino que la formulacióntambién debe tener un exceso deemulsificante y agente humectante pararecubrir los nuevos sólidos y emulsificarcualquier agua adicional que pueda serencontrada. Esta condición de salmuerabien emulsionada, sólidos recubiertos yexceso de agentes de tratamiento estáilustrada en la Figura 9.

Agentes humectantes. Un agentehumectante es un agente tensioactivoque reduce la tensión interfacial y elángulo de contacto entre un líquido yun sólido. Esto hace que el líquido seextienda sobre la superficie del sólido,como se demostró anteriormente en laFigura 4. Los agentes humectantestienen un extremo que es soluble en ellíquido de fase continua y otro que tieneuna fuerte afinidad con las superficies de

los sólidos, como se demostróanteriormente en la Figura 7. En losfluidos no acuosos, los agenteshumectantes causan la humectación delos sólidos por el aceite o líquidosintético. Los sólidos (barita, arcillas ysólidos perforados) deben serhumectados por la fase líquida continuadel fluido de perforación, si no, seagregarán y se depositarán. La mayoríade los sólidos tienden naturalmente aser humectados por el agua y requierenagentes humectantes para serhumectados por el aceite o el fluidosintético.

Viscosificadores. Aunque el aguaemulsionada aumente la viscosidad,los viscosificadores y agentesgelificantes también son necesarios.Las arcillas no tratadas no pueden serusadas como viscosificadores porqueno se hidratan ni aumentan laviscosidad en el aceite o el fluidosintético. Si son recubiertaspreviamente con una amina, demanera que sean organofílicas,entonces las arcillas aumentarán laviscosidad del aceite y los fluidossintéticos. VG-69® es una arcilla debentonita organofílica. La arcillaorganofílica aún necesita un activadorpolar (agua o alcohol) para producirun rendimiento máximo. Por lotanto, su rendimiento disminuye amedida que la relación de aceite osintético a agua aumenta. Estasarcillas tienen un rendimiento másrápido cuando el esfuerzo de corte yla temperatura aumentan. Sinembargo, si la amina no estérmicamente estable y sedescompone, la arcilla se convertiráen un sólido inerte. Arcillasorganofílicas de alta temperaturapueden ser necesarias para lasaplicaciones en altas temperaturas.

Otros viscosificadores no arcillososestán disponibles para aumentar laviscosidad. Éstos incluyen materialesasfálticos, gelificantes de ácidos grasosy polímeros. Desarrollar la viscosidadconstituye un problema particular almezclar nuevos fluidos en las plantasde lodo, donde la mezcla a baja

Emulsificante

Salmuera

Salmuera

Agente humectante

Sólido

Sólido

Figura 9: Esquema de principio de una emulsiónestable.

Un agentehumectantees un agentetensioactivoque reduce latensióninterfacial yel ángulo decontactoentre unlíquido y unsólido.


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velocidad de corte y las temperaturasbajas no permiten que las arcillastratadas con aminas aumenten laviscosidad. Sin embargo, los lodosrecién preparados no deberían sertratados con más arcilla organofílicaque la que se requiere durante laperforación. El sobretratamiento conarcilla causa excesiva viscosidad unavez que el fluido está sometido alesfuerzo de corte y a la temperaturaen el pozo. Otros viscosificadorescomo el HRPTM, un polímero solubleen agua, deberían ser usados paraproporcionar más suspensión durantela mezcla y el transporte de nuevoslodos. Muchos viscosificadores depolímeros, tal como el HRP, sedegradan cuando su exposición a latemperatura y al esfuerzo de corteaumenta. En los fluidos reciénpreparados, esto será contrarrestadopor la activación o el rendimientocorrespondiente de la arcillaorganofílica bajo estas condiciones.

Material densificante. La barita esel material densificante más comúnque se usa en los lodos base aceite ysintético. También se usa carbonato decalcio, especialmente en los fluidos deempaque de densidad más baja, dondese puede suspender más fácilmenteque en la barita o la hematita. Lahematita puede ser usada en los lodosde alta densidad donde su altagravedad específica ayuda a minimizarel contenido total de sólidos del lodo.Otros materiales densificantes puedenrequerir diferentes agenteshumectantes.

Aditivos de control de filtración.El control de filtración ATAP de loslodos de emulsión inversa es afectadopor la viscosidad de la fase fluidacontinua, la relación de aceite osintético a agua, la estabilidad de laemulsión, la humectación por agua delos sólidos, el contenido de sólidos yla cantidad de arcilla tratada conamina en el sistema. Muchos sistemassintéticos no requieren aditivosespeciales de control de filtración en

las formulaciones diseñadas para serusadas a temperaturas inferiores a300ºF (149ºC). A temperaturas másaltas, la mayoría de los sistemasrequieren un aditivo de control defiltración. La gilsonita (VERSATROL®) oel asfalto, el lignito tratado conaminas (VERSALIG®) y los polímeros sonlos aditivos de control de filtraciónmás comunes.

La gilsonita, un hidrocarburo omineral asfáltico de origen natural, esun aditivo eficaz y rentable paracontrolar la filtración en los lodos deaceite. Diferentes calidades de esteaditivo están disponibles, las cuales sedistinguen por sus puntos de fusión.Algunos operadores prefieren no usarla gilsonita debido a preocupacionesrelacionadas con el taponamiento ylos daños a la formación. La gilsonitapuede contener hidrocarburos queserán considerados comocontaminantes en los lodos basesintético. Antes de agregar gilsonita afluidos sintéticos, sería necesariodeterminar si el uso de gilsonita estáprohibido por los reglamentosexistentes o pendientes.

Se usa frecuentemente VERSALIG(lignito tratado con aminas) cuandoVERSATROL o el asfalto no sonaceptables. Esto puede ocurrir si no sepermite el uso de gilsonita debido apreocupaciones relacionadas condaños a la formación, cuando lastemperaturas exceden el punto defusión de la gilsonita, o cuando el usode asfalto está restringido debido a losreglamentos ambientales. Aunque seuse frecuentemente en los sistemassintéticos, el uso de lignito tratadocon aminas puede ser consideradoinaceptable en los fluidos sintéticosporque puede causar la descoloracióndel fluido. El aditivo polimérico decontrol de filtración tipo “F” de M-Ies preferible al lignito tratado conaminas en algunos lodos sintéticos, yaque proporcionará un buen controlde filtración sin causar ladescoloración del lodo.

La barita esel materialdensificantemás comúnque se usa enlos lodosbase aceite ysintético.



CAPÍTULO

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El aceite y los líquidos sintéticos puedenser usados para formular tres tiposdistintos de sistemas:1. Sistemas 100% aceite. Estos

sistemas no contienen agua en suformulación. En la práctica, durantela perforación, estos sistemasincorporan pequeñas cantidades deagua de la formación y los recortes.La mayoría tolerarán solamentemuy pequeñas cantidades de agua ycasi nunca contienen más de 5% deagua. Muchas veces, estos sistemas,como el TRUCORE™, son usados paraextraer núcleos en intervalosproductivos.

2. Emulsiones inversas. Éstascontienen aceite (o sintético) comofase externa o continua, y agua(salmuera) como fase interna de laemulsión. Pueden subclasificarse endos categorías distintas:a) Convencional. Éstas son

emulsiones “fuertes” y muyestables que tienen un filtradoAPI (100 psi) igual a cero.Generalmente tienen una altaestabilidad eléctrica y un filtradoATAP controlado inferior a 10cm3 a 500 psi (3.447 kPa) y 300ºF(149ºC), sin agua en el filtrado.

b) Filtrado relajado. Éstas sonemulsiones ligeramente menosestables que son circuladasintencionalmente con filtradosATAP más altos que los lodosconvencionales de emulsión

inversa. Es normal que estasemulsiones tengan un poco deagua en el filtrado ATAP. Tambiénpueden tener un filtrado API (100psi) medible. Las emulsiones sondébiles y la estabilidad eléctricaserá más baja que la de los lodosconvencionales de emulsióninversa. Los sistemas relajadosusan emulsificantes tensioactivosque no requieren cal. Los sistemasde lodo de emulsión inversa defiltrado relajado pueden serconvertidos a sistemas de lodoconvencional de emulsión inversa,pero los sistemas convencionales nopueden ser convertidos a sistemasrelajados. Los sistemas de filtradorelajado son usados generalmenteen pozos terrestres donde lasVelocidades de Penetración (ROP)son relativamente bajas.Comparados con los sistemasconvencionales, estos sistemasproporcionan una ROP más altacon ciertos tipos de barrenas.

Los fluidos sintéticos casi siempre sonsistemas convencionales.Frecuentemente, estos fluidos sonformulados con la relación de sintéticoa agua más baja que permita lograrpropiedades estables, para reducir elcosto por barril. La mayoría de los lodossintéticos tienen bajas tasas de filtraciónATAP sin usar ningún aditivo especialde control de filtración a temperaturasinferiores a 300ºF (149ºC).

Sistemas

La composición, características deviscosidad, densidad y propiedades dellíquido base usado en el aceite y losfluidos sintéticos tienen un efectoimportante sobre las propiedades, laviscosidad a las temperaturas del pozoy el rendimiento global de los fluidosde perforación base aceite y sintético.

Densidad. Los líquidos no acuososusados para formular los sistemas baseaceite y sintéticos son mucho máscomprimibles que el agua. Su densidadaumenta con el aumento de presión.

Afortunadamente, estos líquidostambién se expanden (reduciendo ladensidad) cuando la temperaturaaumenta, de manera que los dosefectos (temperatura y presión) seanulan en cierta medida. La densidadcambiará con la temperatura y lapresión, de manera que la densidadequivalente al fondo del pozo serádiferente a la densidad medida en lasuperficie. También habrá unadiferencia de densidad entre laDensidad Equivalente de Circulación

Propiedades

Los fluidossintéticos casisiempre sonsistemasconvencionales.

Lacomposición,característicasde viscosidad,densidad ypropiedadesdel líquidobase...tienenun efectoimportante...


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(ECD) durante la perforación y laDensidad Estática Equivalente (ESD)durante los viajes, debido a estosefectos de temperatura y presión. Ladensidad de fondo puede ser estimadacon el programa VIRTUAL HYDRAULICS® deM-I. La densidad efectiva de estosfluidos depende de las propiedades dellíquido base y de los perfiles detemperatura y presión del pozo que seestá perforando.

Reología. Como lo demuestra laTabla 1, hay considerables diferenciasentre la viscosidad y el punto de fluidezde los aceites y fluidos sintéticos base.

La viscosidad de los fluidos base afectadirectamente la Viscosidad Plástica (VP).Los fluidos base con altas viscosidadesproducen fluidos de perforación con VPmás altas. La viscosidad de todos losaceites y fluidos sintéticos es sensible ala temperatura – la viscosidaddisminuye cuando la temperaturaaumenta, como se demuestra en laFigura 10 para la viscosidad embudo deun lodo base aceite típico.

Para que la reología sea significativa,será necesario verificarla cada vez a lamisma temperatura. Se usa un vaso decalentamiento para calentar la muestraa la temperatura deseada, generalmente120 ó 150ºF (49 ó 65,5ºC), antes deverificar la reología. Los líquidos basecon altos puntos de fluidez puedentener una viscosidad demasiado alta atemperaturas frías.

La compresión aumenta laviscosidad del fluido base, de lamanera ilustrada para el aceite dieselen la Figura 11. Cuando se comprimeun fluido de perforación, el efecto

Gravedad Viscosidad Punto de Punto de Punto de Inflamación Fluidez Anilina

Fluido Base Específica (CST a 104°F) (°F) (°F) (°F)Aceite diesel 0,85 3 - 4 150 14 149Aceite mineral con contenido ultra-bajo de brea 0,81 3,5 >239 -10 ~190Aceite mineral 0,80 2 - 3 212 -0.4 169Éster 0,85 5 - 7 354 -22 77Polialfaolefina (PAO) 0,80 5 - 7 347 -85 225Éter 0,83 5 - 6 330 14 104Alfaolefina Lineal (LAO) 0,78 2 - 3 237 - 295 10 - 32 156 - 178Olefina Interna (IO) 0,78 2 - 3 279 -11 ~180Parafina Lineal (LP) 0,77 2,5 >212 14 >200

Tabla 1: Propiedades típicas de los aceites y líquidos sintéticos

Figura 10: Efecto de la temperatura sobre la viscosidadembudo del lodo base aceite.

200

180

160

140

120

100

80

60

40

2060 80 100 120 140 160 180

Temperatura (°F)

18,0 lb/gal

7,5 lb/gal

Vis

cosi

dad

embu

do (

seg/

qt)

Figura 11: Efecto de la temperatura y presión sobre laviscosidad del aceite diesel

8

6

4

2

00 2 4 6 8 10 12

Presión (psi x 1.000)

78°F

100°F

200°F

300°F

350°F

Vis

cosi

dad

(cP)

…hayconsiderablesdiferenciasentre laviscosidad yel punto defluidez de losaceites yfluidossintéticosbase.

Cuando secomprime unfluido deperforación,el efectosobre laviscosidad esaún másgrande que elefecto sobreel fluido basesolo.



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sobre la viscosidad es aún más grandeque el efecto sobre el fluido base solo.El efecto de la compresión es más altoen los pozos de alta presión – pozosprofundos perforados con lodoextrapesado y altas presiones debombeo.

Para situaciones donde es críticoconocer las presiones hidrostáticas yde circulación exactas en el pozo, lareología de estos fluidos debería serprobada bajo temperatura y presión,usando el reómetro ATAP de Modelo70 de Fann. Con esta información y elprograma VIRTUAL HYDRAULICS de M-I,se puede pronosticar el efecto de latemperatura y la presión paraoptimizar las condiciones hidráulicas.

Las gotas de agua emulsionada enemulsiones inversas actúan comosólidos. Esto causa el aumento de laviscosidad plástica cuando se aumentala concentración de agua. Puede quesea necesario modificar de vez encuando el contenido de aceite (osintético) y agua para ajustar laspropiedades reológicas.

Los rangos aceptables para lareología de los fluidos de perforaciónbase aceite y sintético sondeterminados parcialmente por laspropiedades del fluido base. En todoslos casos, la viscosidad plástica debeser mantenida al nivel más bajoposible desde el punto de vistaeconómico. Luego, el punto cedente ylos esfuerzos de gel deberían serajustados para lograr un rendimientoóptimo, según la densidad deseada, lageometría anular, el ángulo del pozo,el caudal y la temperatura del pozo.

Los conceptos básicos de reologíaaplican a los fluidos de perforaciónbase aceite y sintético:1. La viscosidad plástica es la

viscosidad teórica de un fluido a unavelocidad de corte infinita. Estaviscosidad debería ser mantenida alnivel más bajo posible. Constituyeuna buena aproximación de laviscosidad a través de la barrena. Laviscosidad plástica aumenta con laviscosidad del fluido base; elcontenido de agua; y con la

concentración, el tamaño, la formay la distribución de los sólidos.

2. El punto cedente suele ser usadocomo indicador de las característicasde disminución de la viscosidad conel esfuerzo de corte de un fluido, asícomo de la capacidad del fluido parasuspender los recortes y el materialdensificante. El punto cedente esdeterminado a partir de lasindicaciones del viscosímetro a 300y 600 RPM, y puede que no seaindicativo de la reología a muy bajavelocidad de corte de un fluido deperforación. Otras medidasreológicas pueden constituir mejoresindicadores de las características dedisminución de la viscosidad con elesfuerzo de corte y delcomportamiento a muy bajavelocidad de corte. Éstas incluyen elpunto cedente a baja velocidad decorte (2 x 3 RPM menos 6 RPM), ellímite de cedencia en el modelo deley exponencial modificada y elvalor “n” en el modelo de leyexponencial. El valor “n” sueleaumentar con los tratamientos deagentes humectantes yemulsificantes que “diluyen” el lodoy reducen el punto cedente. El valor“n” puede ser reducido mediantetratamientos de modificadores dereología a muy baja velocidad decorte (VERSAMOD™ y NOVAMOD™) yarcilla tratada con aminas que“espesan” el lodo, aumentando elpunto cedente.

3. En general, se requiere un esfuerzode gel inicial superior a 5 lb/100pies2 para suspender el materialdensificante. Éste no es un valorabsoluto debido a los efectos de latemperatura sobre el aceite y losfluidos sintéticos. El aceite y losfluidos sintéticos siempre deben sermonitoreados para detectarcualquier sedimentación, la cualpodría ser indicativa de cualquierade dos problemas graves diferentes:sedimentación causada por esfuerzosde gel inadecuado o por sólidoshumectados por agua.

…se puedepronosticar elefecto de latemperaturay la presiónparaoptimizar lascondicioneshidráulicas.


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ALCALINIDAD POMLa alcalinidad de fenolftaleína (POM

o VSA) de un lodo base aceite osintético es una medida del exceso decal. Los sistemas convencionales deemulsión inversa usan el emulsificanteprimario y el calcio de la cal paraformar jabones de calcio para laemulsión. El exceso de cal puede sercalculado de la siguiente manera:

Exceso de cal (lb/bbl) = POM x 1,295

La POM de los sistemasconvencionales debería ser mantenidapor encima de 2,5 cm3 de ácidosulfúrico 0,1 N, con valores típicoscomprendidos entre 5 y 10. Si la POMde un sistema convencional cae amenos de 2,5 por mucho tiempo, laemulsión puede volverse inestable. Engeneral, una alta alcalinidad produceuna emulsión de agua en aceite másestable. Los sistemas de filtradorelajado usan emulsificantestensioactivos que no requieren laadición de cal para manteneremulsiones estables. En los sistemas defiltrado relajado, la POM se mantienenormalmente a un nivel deaproximadamente 1 a 2 cm3 de ácidosulfúrico 0,1 N, para amortiguar contralos gases ácidos.

Se agrega cal a los fluidos deperforación base aceite y sintético paraproporcionar alcalinidad y calcio y asítratar la contaminación causada por eldióxido de carbono (CO2) y el sulfurode hidrógeno (H2S). La mayoría de losfluidos de perforación base aceite ysintético tienen una tolerancia de calrelativamente alta. Los sistemassintéticos a base de éster son unaexcepción. La cal puede reaccionar conlos ésteres y causar problemas graves.El exceso de cal de los fluidos deperforación base éster debe sermonitoreado y controladocuidadosamente dentro de los rangosaceptables, especialmente cuando seperfora cemento. Los fluidos deperforación base éster no son la mejoropción para perforar zonas con altasconcentraciones de dióxido de

carbono y sulfuro de hidrógeno.OBSERVACIÓN: M-I basa todas las

recomendaciones relacionadas con lostratamientos de alcalinidad en el métodoVSA o POM del API. Si el operador lodesea, determinaremos la POM usando elmétodo del API y el método de“Retrovaloración”. Sin embargo, todas lasrecomendaciones de tratamiento sebasarán en el método VSA del API(valoración directa).

FILTRADOAunque el filtrado de un lodo base

aceite o sintético no cause problemasdel pozo y de la formaciónrelacionados con el hinchamiento delas arcillas, el filtrado debería sercontrolado porque la alta pérdida defiltrado podría causar la pegadura dela tubería por presión diferencial ydaños a ciertas formaciones. Elfiltrado ATAP (300ºF y 500 psi) de lasformulaciones convencionales secontrola normalmente a menos de 10cm3. El fluido base y la formulacióndeterminan la cantidad y el tipo deaditivos de control de filtrado.

En general, la gilsonita (VERSATROL)es el aditivo de control de filtraciónmás usado en los sistemas base aceite,aunque se pueda usar cualquiera delos otros aditivos de filtrado. VERSALIGdebería ser usado si el operador haadoptado una política contra el usode materiales asfálticos y gilsonitapara el control de filtración.

Normalmente, los sistemas defiltrado relajados no requieren el usode VERSATROL o VERSALIG porque elfiltrado alto es conveniente. Lafiltración puede ser reducidamediante el uso de emulsificantes yagentes humectantes adicionales. Lossistemas relajados pueden conteneragua en el filtrado ATAP.

Normalmente, los fluidos sintéticosno requieren el uso de otros aditivospara satisfacer los requisitos defiltrado ATAP. En general, la cantidadadicional de emulsificante reducirá elfiltrado. El producto “F” de M-I, unmaterial polimérico, puede ser usadoen lodos base sintético cuando se

…el altofiltrado podríacausar lapegadura de latubería porpresióndiferencial ydaños aciertasformaciones…

La (POM) de un lodo baseaceite osintético es unamedida delexceso de cal.



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requiere un aditivo de filtrado.VERSALIG, un lignito tratado conaminas, es generalmente compatiblecon estos sistemas, pero descolora loslodos sintéticos. VERSATROL y losmateriales asfálticos no deberían serusados, ya que contaminan lossistemas base fluido sintético conhidrocarburos que reducen su valorambiental al valor del lodo de aceitecomún.

ESTABILIDAD ELÉCTRICALa estabilidad eléctrica indica qué tan

bien (o compacto) el agua estáemulsionada en la fase de aceite osintético. Altos valores indican unaemulsión más fuerte y un fluido másestable. El aceite y los fluidos sintéticosno conducen la electricidad. En laprueba de estabilidad eléctrica, seaumenta el voltaje (potencial eléctrico)entre los electrodos de una sonda deanchura fija hasta que las gotas de aguaemulsionada se conecten (i.e. sefusionen) para formar un puente ocircuito continuo. Cuanto más fuerte seala emulsión, más alto será el voltajerequerido para romper la emulsión,completando el circuito eléctrico paraconducir la electricidad. La unidad demedida para registrar la estabilidadeléctrica es el voltio.

Algunos de los factores másimportantes que afectan la estabilidadeléctrica son:1. Contenido de agua. Un alto

contenido de agua reduce laestabilidad eléctrica porque ladistancia entre las gotas de aguadisminuye. Esto facilita laterminación del circuito eléctricomediante la coalescencia de las gotasde agua y una reducción de laestabilidad eléctrica.

2. Sólidos humectados por agua. Lossólidos humectados por aguareducen la estabilidad de laemulsión. Los sólidos humectadospor agua actúan como gotas de aguaen lo que se refiere a laconductividad eléctrica. Los gruposde sólidos humectados por aguaconducen la electricidad,

produciendo el efecto de gotas deagua más grandes y una reducciónde la estabilidad eléctrica.

3. Estabilidad de la emulsión. Las gotasde agua son más grandes y menosemulsionadas en los sistemas de lodonuevos e inestables, haciendo queestos fluidos tengan valores deestabilidad de emulsiónconsiderablemente más bajos. En losfluidos recién preparados, laestabilidad de la emulsión aumentaconsiderablemente cuando seaumenta el esfuerzo de corte y latemperatura y se incorporan algunossólidos perforados. En los fluidosexistentes, al aumentar laconcentración de emulsificante yagente humectante, se mejora laestabilidad de la emulsión. El tamañode las gotas de agua y laconcentración de emulsificante rigeneste aspecto de la estabilidad de laemulsión.

4. Temperatura. La temperatura a lacual se mide la estabilidad eléctricacambia la estabilidad y laconductancia eléctrica de laemulsión. La estabilidad eléctricadebería medirse a la mismatemperatura (120ºF o 49ºC) paraobtener datos pertinentes.

5. Concentración de sal. Laconductividad eléctrica del aguaaumenta cuando la concentraciónde sal aumenta. El aumento de laconcentración de sal suele reducirligeramente la estabilidad eléctrica.Además, la adición de sal en polvopuede causar una inestabilidadtemporal hasta que la sal sesolubilice en la fase acuosa.

6. Saturación. Cuando la fase acuosaestá saturada de sal, especialmentecon cloruro de calcio, la sal seprecipita de la solución como unsólido humectado por agua quereduce la estabilidad de la emulsión.Además, cuando se perforansecciones de sal, es crítico que lacantidad y los tipos de sales seancontrolados minuciosamente paraevitar esta situación inestable (ver elcálculo de sal binaria). Pequeñas

Laestabilidadeléctricaindica quétan bien...elagua estáemulsionadaen la fase deaceite osintético.


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adiciones de agua dulce para reducirla saturación y disolver la salresolverán este problema.

7. Material densificante. . Los lodosde alta densidad densificados conhematita u otros mineralesespeciales suelen tener estabilidadeseléctricas más bajas que los lodosdensificados con barita.

Los lodos de emulsión inversa reciénmezclados suelen tener bajasestabilidades eléctricas al ser enviadosde la planta de lodo líquido, aunquehayan sido tratados correctamente conemulsificantes. Las emulsiones de estossistemas se estabilizarán al ser expuestasa las temperaturas de fondo y alromperse por esfuerzo de corte a travésde la barrena. En realidad, un esfuerzode corte suficiente formará unaemulsión “mecánica” con pocoemulsificante o agente humectante.Una vez comenzada la perforación, labarita, la arcilla organofílica y lossólidos perforados ayudarán a estabilizarla emulsión, a medida que estos sólidosfinos humectados por aceite seadsorben en la superficie de contactocon el agua.

La estabilidad eléctrica de un fluidobase aceite o sintético debería ser usadapara indicar las tendencias. Unaestabilidad eléctrica de 800 en un lodopuede indicar una emulsiónperfectamente estable si la estabilidadeléctrica permanece constante durantevarios días. Pero una estabilidadeléctrica de 1.200 en otro lodo puedeindicar problemas graves si los valoresanteriores eran considerablemente másaltos. Una tendencia declinante biendefinida o una disminución rápida de laestabilidad eléctrica indica que laemulsión está debilitándose.

La estabilidad eléctrica debería sermedida y registrada rutinariamente.Estos valores deberían ser representadosen forma gráfica para facilitar la

observación de las tendencias. Lastendencias ascendentes o declinantesindican cambios en el sistema. Unanálisis de los controles secuenciales dellodo indicará las posibles causas delcambio.

CONTENIDO DE CaCl2Se agrega cloruro de calcio paraaumentar la salinidad de la fase deagua emulsionada con el fin de lograrla inhibición de las lutitas y los sólidosreactivos. El contenido de cloruro decalcio varía generalmente de 25 a 35%en peso. El contenido de CaCl2debería ser determinado porvaloración y puede ser calculado de lasiguiente manera:% CaCl2 (peso) =

Ag x 1,565x 100((Ag x 1,565) + %H2O)

Donde:Ag = cm3 de nitrato de plata

0,282 N por cm3 de lodo% H2O = % en volumen de agua de la

retorta

La concentración puede ser ajustadaagregando cloruro de calcio en polvodurante varias circulaciones. Se prefiereusar CaCl2 en polvo en vez de CaCl2 enescamas, porque las partículasescamosas más grandes no se disuelvenfácilmente en los lodos base aceite ysintético. Las sales en escamas deben serdisueltas en agua antes de ser agregadasa un sistema no acuoso. La forma enpolvo disponible representageneralmente entre 94 y 97% delmaterial activo. El contenido de CaCl2debería ser mantenido a unaconcentración más baja que lasaturación (40% en peso).

Las alternativas al CaCl2 incluyen elcloruro de sodio, el cloruro de potasio,las sales orgánicas sin cloruros y otroslíquidos solubles en agua.

Laestabilidadeléctrica deun fluidobase aceite osintéticodebería serusada paraindicar lastendencias.

…laspartículasescamosasmás grandesno sedisuelvenfácilmente enlos lodos baseaceite ysintético.



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La actividad del agua (AW) es unamedida del potencial químico para queel agua sea transferida entre el lodo y laslutitas. La actividad se mide usando lapresión de vapor (humedad relativa) dela lutita o el lodo. La actividad tambiénpuede ser estimada en base a lacomposición química de la salmuera(salinidad). El agua pura tiene una AWde 1,0. Las salmueras de cloruro decalcio usadas en la mayoría de los lodosde emulsión no acuosa tienen una AWcomprendida entre 0,8 (22% en peso) y0,55 (34% en peso). Los valores másbajos de actividad son más inhibidores.

Los procedimientos para calcular lacantidad de sal o agua que se debeañadir para ajustar la actividad estándescritos en la sección sobre Cálculos, alfinal de este capítulo.

Las formaciones que contienenarcillas y las lutitas se hinchan y sedebilitan mediante la adsorción deagua. Cabe la posibilidad de que el aguade un lodo de emulsión modifique laslutitas si la AW de la lutita es inferior ala actividad del lodo. En lo que serefiere a la inhibición, el factor clave es“equilibrar” la actividad del lodo con laactividad de la lutita, de manera que laadsorción del agua en las lutitas puedaser reducida teóricamente a cero.

La transferencia del agua entre unasalmuera emulsionada y una lutita sueleser comparada a la ósmosis. En laósmosis, un solvente (agua) se propagaa través de una membranasemipermeable, desde una bajaconcentración de soluto o sal a una altaconcentración de soluto o sal, paraequilibrar las concentraciones. La teoría

de actividad controlada define al fluidobase aceite o sintético y a losemulsificantes que envuelven las gotasde agua como una membranasemipermeable. El control de lutitausando esta actividad controlada (oequilibrada) se limita principalmente alos lodos de emulsión base aceite osintético. Los lodos base agua quecontienen aditivos (como glicoles ysilicatos) sólo ofrecen débilescaracterísticas de membranasemipermeable.

El cloruro de calcio (CaCl2) es usadonormalmente para obtener actividadesde 1,0 a 0,40 (ver la Tabla 2 en lasección sobre Cálculos al final de estecapítulo). El cloruro de sodio (NaCl)puede ser usado para obteneractividades de 1,0 a 0,75 (NaClsaturado) (ver la Tabla 3 en la secciónsobre Cálculos al final de este capítulo).Se puede usar una gran variedad dediferentes productos químicos de faseinterna para reducir la actividad. Sinembargo, muchos materialesalternativos no proporcionan unaactividad lo suficientemente baja paralograr una inhibición adecuada.Cuando se agrega cloruro de calcio(CaCl2) a una salmuera saturada decloruro de sodio (NaCl), se reduce laactividad pero el efecto no escumulativo. La actividad depende de lasolubilidad mutua. Como el CaCl2 tieneuna solubilidad más alta que el NaCl, elcloruro de sodio se precipitará en laforma de sólidos finos cuando lascondiciones exceden el nivel desaturación.

Actividad Controlada

La actividaddel agua esuna medidadel potencialquímico paraque el aguaseatransferidaentre el lodoy la lutitas.


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La relación de aceite o sintético a agua(A/A o S/A) se refiere solamente a laporción líquida del lodo y no esafectada por el contenido de sólidos. Larelación de aceite o sintético a aguarelaciona las fracciones de aceite y aguacon la fracción líquida total. En general,los pesos de lodo más altos requierenrelaciones más altas. Sin embargo,diferentes condiciones favorecen el usode diferentes relaciones; por lo tanto,no existe ninguna relación única quepueda ser usada para cualquierconjunto de condiciones.

El cálculo de la relación de aceite aagua requiere valores de retorta, deacuerdo con lo siguiente:

Relación de aceite (AC) = % en volumen de aceite

x 100( % vol. aceite + % vol. agua )Relación de agua (AG) = 100 – relación de aceite

Los factores que afectan lasrelaciones de aceite a agua o sintéticoa agua son:1. Costo del fluido base. Los aceites y

fluidos sintéticos son costosos. Lasrelaciones de aceite y sintético aagua más bajas reducen el precio dela formulación final.

2. Aceite o fluido sintético residualen los recortes. En algunas áreascostafuera, la cantidad admisible deaceite o fluido sintético residual enlos recortes descargados está sujeta areglamentos. Las relaciones bajas deaceite y sintético a agua reducen lacantidad residual de aceite osintético en los recortes, lo cualfacilita el cumplimiento de loslímites especificados. Emulsionesinversas con relaciones A/A o S/A de50:50 han sido usadas en la regióndel Mar del Norte para cumplir conestas especificaciones.

3. Salmuera residual en los recortes.En algunas ubicaciones, la cantidadde salmuera residual en los recortespuede estar limitada por razones

ambientales. Formulaciones 100%aceite o de relación A/A o S/A altapueden ser usadas para reducir lacantidad de salmuera descargada enlos recortes. Otros productosquímicos de fase interna pueden serusados para reemplazar las sales decloruro y seguir obteniendo una bajaactividad de la fase acuosa.

4. Reología. El agua emulsionada enuna emulsión inversa actúa comoun sólido y aumenta la viscosidadplástica cuando la relación A/A oS/A disminuye. El agua emulsionadatambién contribuye al rendimientode las arcillas organofílicas y losmodificadores reológicos de ácidosgrasos (VERSAMOD y NOVAMOD).Arcillas especiales y diferentesviscosificadores pueden serrequeridos para los fluidos 100%aceite o de relación alta (>90:10).

5. Filtrado. El agua emulsionada en lasemulsiones inversas actúa como unsólido y reduce el filtrado. Los lodoscon relaciones A/A o S/A bajastienden a tener filtrados más bajosque los lodos con altas relaciones.

6. Peso del lodo. El materialdensificante en un lodo base aceite osintético debe ser humectado por elaceite o fluido sintético. Cuando seaumenta la densidad del lodo, elvolumen de la fase líquidadisminuye y la relación A/A o S/Adebe ser aumentada paraproporcionar más fluido base parahumectar el material densificante.Cuanto más alto sea el peso del lodo,más difícil será hacer circular losfluidos de relación baja (altocontenido de agua).

7. Temperatura. La estabilidad de laemulsión disminuye con latemperatura. Se usan relaciones A/Ao S/A más altas en las formulacionesde alta temperatura para lograr unamayor estabilidad de la emulsión.Los procedimientos para calcular la

cantidad de agua o aceite que se debeañadir para ajustar la actividad A/A

Relación de Aceite o Sintético (A/A o S/A)

En general,los pesos delodo másaltosrequierenrelacionesmás altas.



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están descritos en la sección sobreCálculos al final de este capítulo.

La relación A/A permanece constantecuando se densifica el lodo o seincorporan sólidos en el lodo, aunqueel porcentaje en volumen de líquidodisminuya considerablemente. Unaumento rápido de la relación A/A oS/A indica un influjo de agua salada dela formación, debiéndose observar unaumento del volumen del tanque.Cuando se usan lodos base aceite osintético, todas las mangueras de aguade los tanques deberían serdesconectadas u obturadas para evitar lacontaminación accidental por el agua.Los aguaceros fuertes también puedencontaminar el sistema con agua. Lacontaminación con agua de cualquierfuente reducirá la relación de aceite osintético a agua y requerirá la adiciónde productos químicos y aceite o fluidosintético para mantener laspropiedades.

Es raro que la relación A/A o S/Aaumente, a menos que se agregue aceiteo sintético base al sistema. Si se observadicho aumento, monitorearminuciosamente los volúmenes de lostanques para asegurarse que los líquidosde la formación, como el crudo, no

estén invadiendo y contaminando elsistema de lodo. Se han reportado casosde evaporación de la fase acuosa conaltas temperaturas de la línea de flujo.Esto aumentará las relaciones A/A oS/A. Después de confirmar la tendenciade relación creciente con más de unanálisis de retorta, se debe añadir aguaal sistema para mantener una relaciónde aceite o sintético a agua estable. Si sepermite que la relación de aceite osintético a agua aumente demasiadodebido a la evaporación del agua, la salcontenida en la fase acuosa puedealcanzar el nivel de saturación,precipitarse y desestabilizar la emulsión.

La viscosidad y el filtrado ATAPcambiarán cuando se modifica larelación de aceite o sintético a agua. Lamodificación de la relación no se usapara modificar cualquiera de estas dospropiedades. Lo que puede parecercomo un cambio relativamente menorpuede suponer grandes aumentos delvolumen y del costo. Por ejemplo, si larelación A/A de un lodo de 14,4 lb/galque contiene 30% de sólidos esaumentada de 70:30 a 75:25, lacantidad de aceite y barita requeridapara mantener el peso del lodo a 14,4aumentará el volumen en 19%.

El aceite y los fluidos sintéticos sonsolubles en metano y otros gasesencontrados durante la perforación.Tienen una alta solubilidad en gasnatural, dióxido de carbono y sulfurode hidrógeno, como lo indica la Figura12. Esto puede afectar la detección dearremetidas de gas y los procedimientosde control de pozo. Este gas soluble noempieza a salir de la solución hasta quese reduzca la presión, cuando se hacecircular el lodo hacia la superficie en elespacio anular. La mayor parte de laexpansión de gas ocurre en el últimointervalo de 1.000 pies por debajo de lasuperficie. Por este motivo, se debeprestar atención especial al monitorearlos niveles de los tanques cuando seusan estos sistemas o cuando se maneja

el influjo de los fluidos del pozo. Esimportante poder monitorear y detectarlas arremetidas de gas hasta un nivel deaproximadamente 5 bbl.

Solubilidad de los Gases

El aceite ylos fluidossintéticos sonsolubles enmetano yotros gasesencontradosdurante laperforación.

Figura 12: Solubilidad del gas en aceite diesel.

10

8

6

4

2

00 2 4 6 8 10


Sulfuro dehidrógeno

Aceite diesel a250ºF

Dióxido decarbono

Metano

Rel

ació

n d

e ga

s/ac

eite

(sc

f/bb

l)


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Cuando están expuestos a mezclas deagua y aceite o fluido sintético, lamayoría de los sólidos (sólidosperforados, sales y materialesdensificantes) serán humectados deforma preferencial por agua, a menosque se usen agentes humectantestensioactivos para volverloshumectables al aceite o sintético. Lossólidos humectados por agua en loslodos de emulsión se adhieren los unosa los otros y se juntan de manera quepuedan sedimentarse y asentarse,adherir a las superficies metálicas ydesestabilizar la emulsión. Como semencionó anteriormente, los agenteshumectantes recubren los sólidos,haciendo que éstos sean humectadospor el aceite (o sintético). Cuando estánhumectados por aceite, los sólidos no seadhieren los unos a los otros o a otrassuperficies.

La concentración de agenteshumectantes disminuye con el tiempoy el uso, a medida que los recortes sellevan los agentes humectantes. Si laconcentración de agentes humectantescae por debajo de cierto nivel, lossólidos serán humectados por el agua.Cuando se agrega material densificanteal lodo, se requiere una cantidadadicional de agentes humectantes pararecubrir estos sólidos de gran áreasuperficial, de manera que no seanhumectados por agua. Si la sal(especialmente el cloruro de calcio) seprecipita a partir de la fase de salmuerade una emulsión inversa, se requerirángrandes cantidades de agentehumectante para actuar sobre laenorme área superficial de los sólidos

ultrafinos.La concentración de agentes

humectantes en los fluidos de emulsiónno acuosa debe ser mantenida a nivelesapropiados en todo momento.Desafortunadamente, no existeninguna prueba cuantitativa de campopara determinar la concentración deagentes humectantes. Se pueden realizarpruebas piloto con sólidos agregados(arcilla o barita) para obtener unaindicación cualitativa del agentehumectante en reserva. Se puedenobservar numerosas indicaciones dehumectación por agua junto con loscambios de las propiedades del lodo,para anticipar un problema dehumectación por agua. Los siguientesparámetros pueden ayudar a determinarla necesidad de aumentar laconcentración de agente humectanteantes de que surjan los problemas.1. Integridad de los recortes. Los

recortes humectados de formapreferencial por aceite son firmes yposeen una forma angular. Losrecortes humectados por agua songomosos, pegajosos (especialmenteen las piezas metálicas) y blandos conesquinas suaves redondeadas. Debidoa su naturaleza gomosa y pegajosa,los sólidos humectados por aguatienden a fusionarse y a pasar “acuestas” por una malla de zaranda.

2. Sólidos pegajosos o“asentamiento”. Los sólidoshumectados por agua puedenrecubrir u obturar las mallas de lazaranda e impedir que el lodo pase através de las mallas. No se debeconfundir esto con el taponamiento

Cuandoestánhumectadospor aceite,los sólidos nose adhierenlos unos alos otros o aotrassuperficies.

Laconcentraciónde agenteshumectantes...debe sermantenida anivelesapropiadosen todomomento.

Desgasificación de la Barita

Aunque la desgasificación de la baritano sea común, el problema puede existiry puede ser demostrado en ellaboratorio. Los síntomas de ladesgasificación pueden incluir:sedimentación inesperada en un árealocalizada del pozo, flujo ligero amoderado del pozo y lodo cortado porgas al regresar a la circulación. Bajocondiciones estáticas, los gases licuadosen el fondo se vuelven totalmentemiscibles en la fase externa o de aceitediesel. Una intrusión causada por el

desbalance de las presiones o ladiferencia de densidad puede causar lamigración hacia arriba de estoshidrocarburos de baja densidad,mezclando y diluyendo el lodo, yreduciendo la viscosidad. La dilución deestos líquidos puede debilitarsuficientemente los esfuerzos de gelhasta el punto de causar lasedimentación de la barita. Está claroque aumentar la densidad del lodo es laúnica solución para este problema.

Sólidos Humectados por Agua



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de las mallas producido por la arenay los materiales puenteantes. Lossólidos humectados por aguatambién se sedimentan y se asientan;por lo tanto, la observación de unaacumulación de sólidos asentados enlos tanques de lodo o unasentamiento de barita durante laprueba del lodo puede indicar lapresencia de sólidos humectados poragua.

3. Presión de la bomba. Los sólidos“gomosos/pegajosos” humectadospor agua tienden a adherirse a laspiezas metálicas. Cuando los sólidoshumectados por agua se adhieren yse acumulan en el diámetro interiorde la columna de perforación, larestricción del flujo causará unaumento rápido de la presión debombeo.

4. Recortes finos. La superficie de losrecortes debe estar humectada poraceite. La cantidad de agentehumectante requerida para humectarla superficie de los recortes con aceiteaumenta a medida que el áreasuperficial de los recortes aumenta.Los recortes finamente molidostienen un área superficial más grandeque los recortes gruesos. Durante laperforación de limolita, lignito, sal ycaliza, los recortes son naturalmentepequeños. Cuando se perfora conbarrenas de diamantesconvencionales, los recortes son muyfinos. Las formaciones y las barrenasque producen recortes finosaumentarán los requisitos de agenteshumectantes.

5. Aspecto mate, granular. Se puededeterminar mucho mediante laobservación del aspecto de los fluidosde emulsión inversa. Los sistemasestables, bien emulsionados yhumectados por aceite son lustrososy relucientes. Los sólidos humectadospor agua le dan un aspecto granular,plano y mate a un lodo base aceite.En casos extremos, el agua librepuede acumularse sobre la superficiedel fluido.

6. Agua en el filtrado ATAP. Una de lasprimeras indicaciones de lainestabilidad es un aumento delfiltrado ATAP y de la cantidad deagua “libre” en el filtrado. Lossistemas relajados que contienennormalmente agua en el filtrado

ATAP no pueden ser diagnosticadosusando esta técnica.

7. Fase de salmuera saturada. Lasolubilidad de la sal varía con loscambios de temperatura, de maneraque cuando un fluido se enfría, la salpuede precipitarse en forma desólidos finos problemáticos. Todos loslodos de emulsión deberían sermonitoreados para controlar el nivelde saturación, y tratados para limitarla precipitación de sal. Además,cuando se perfora sal, la salmuera decloruro de calcio se satura de talmanera que la sal se precipitaconstantemente. Cuando se perforasal, será necesario realizarvaloraciones y cálculos de sal binaria.Los cristales de sal precipitada sondifíciles de humectar y muchas vecesactúan como sólidos humectados poragua. La afinidad con el agua es másfuerte si la sal es divalente, como elcloruro de calcio o el cloruro demagnesio. La concentración de saldebería ser mantenida por debajo delnivel de saturación para latemperatura más baja en el sistemade circulación. Si se excede el nivel desaturación de sal, el lodo debería sertratado con agua para reducir lasalinidad de la salmuera. Mayorestratamientos con agente humectanteserán requeridos cada vez que seencuentran condiciones de salmuerasaturada.

8. Prueba de “trapo rojo”. Aunque noparezca ser muy científica, la pruebade “trapo rojo” húmedo puedeproporcionar una simpleconfirmación de la humectación poragua. En la prueba, se limpia unaespátula cubierta de lodo base aceiteo sintético con un trapo rojo de tallerhumectado por agua. Si el lodo(sólidos) permanece encima deltrapo, los sólidos del lodo estánhumectados por agua. Si los sólidosimpregnan y pasan a través de lasuperficie del trapo dejandosolamente una mancha oscura, elfluido está humectado por aceite osintético.

19. Prueba de la paleta mezcladora.Agitar una muestra de lodo baseaceite en un mezclador tipoHamilton Beach durante un periodode 30 minutos, a una velocidad de2.000 a 4.000 RPM. Sacar la paleta

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de la muestra y centrifugar parasecar (sin usar un trapo). Si lossólidos gomosos se adhieren a laspaletas, la muestra está humectadapor agua. La paleta del mezcladorsiempre debería parecer limpia yhumectada por aceite.

10. Pruebas con frascos de vidrio.Existen dos variaciones de estaprueba. La primera usa unmezclador de lodo tipo HamiltonBeach y la otra usa una licuadoratipo Waring. La prueba demezclador de lodo usa un frasco devidrio y el método de licuadora usael frasco de vidrio de la licuadora.Ambas pruebas usan el aspecto delvidrio después de mezclar el lodopor un tiempo determinado. Lossólidos humectados por agua seadherirán al vidrio y formarán unapelícula opaca si se produce muchahumectación por agua. Si elproblema de humectación esmenor, se observará una ligerapelícula. Prueba de mezclador delodo: Colocar 350 ml de lododentro de un frasco de 16 onzas yagitar a 70 voltios (usando unreostato) durante 1 hora. Verter ellodo y enjuagar antes (con la manoo agitando ligeramente) con ellíquido base (aceite o sintético) yluego con un solvente rompedor deemulsión (como xileno/IPA).Invertir el frasco encima de un trapoy dejar secar. Observar la película enel frasco. Prueba de licuadora:Agitar 350 ml de lodo a altavelocidad en un frasco de vidrio delicuadora durante 30 minutos.Verter el lodo y enjuagar el frasco dela licuadora con xileno/IPA o unsolvente similar. Secar el frasco alaire sin usar un trapo. Observar lapelícula formada en el frasco.

11. Prueba de estabilidad eléctrica.Una sola indicación de estabilidadeléctrica (valor numérico) de unlodo base aceite no indicará si unfluido tiene sólidos humectados poraceite o humectados por agua. Sinembargo, un gráfico de lasindicaciones de estabilidad eléctricatomadas sobre un periodo de variosdías puede indicar variaciones quesugieren una baja en la estabilidaddel sistema y la posibilidad de quese haya producido algún problemade sólidos humectados por agua.

Estas pruebas deberían usarseobservando las tendencias de las otraspropiedades del lodo, para determinar sies necesario agregar más agenteshumectantes.

Tratamiento: No hay ningún métodopreciso para determinar la cantidad deagente humectante que será requeridapara corregir totalmente cualquierproblema determinado de humectaciónpor agua. Sin embargo, se recomiendacomenzar con un tratamiento de 0,5 a1,0 lb/bbl de agente humectante.OBSERVACIÓN: ¡Lo más importante escomenzar tratamientos inmediatamentedespués de identificar el problema!

Cuando sea posible, las pruebas pilotopueden indicar la necesidad de usar unagente humectante antes de que seaobvio. Cinco muestras deberían serroladas en caliente durante 16 horas a160ºF. Una muestra debería ser roladaen caliente sin ser tratada con unacantidad adicional de agentehumectante. Las cuatro muestrasrestantes deberían ser tratadas con 0,5,1,0, 1,5 y 2,0 lb/bbl de agentehumectante. Si la muestra de base tieneuna cantidad adecuada de agentehumectante, debería haber solamentemuy pequeñas diferenciasincrementales en la estabilidad eléctrica,reología y ATAP de las muestras amedida que se aumenta laconcentración de agente humectante. Siel fluido base requiere agentehumectante, habrá una diferenciaimportante entre las propiedades de labase no tratada y las propiedades de lasotras muestras. Otra prueba piloto parala humectación por agua y laestabilidad global del lodo supone unmétodo similar mediante el cual serealiza la densificación de las muestraspor incrementos de 2 lb/gal o más.

Cuando se realiza el rolado encaliente de lodos base aceite o fluidosintético, debe haber una ventilaciónadecuada, equipos de seguridad yextintores de incendios. Para reducir almínimo la probabilidad de fugas orupturas, las bombas/frascos deberíanestar sellados herméticamente y lamuestra debería tener una “altura libre”para expandirse (ver la sección sobrePruebas Piloto del capítulo sobrePruebas).



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El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gasacídico venenoso y peligroso encontradoen muchas formaciones y fluidosproducidos. Puede adormecer rápidamentelos sentidos y puede ser mortal incluso aconcentraciones bajas. Las medidasapropiadas de seguridad y protecciónpersonal deberían ser tomadas cada vez quese sospecha la presencia de sulfuro dehidrógeno.

Los lodos base aceite y sintéticoproporcionan una buena protección contrala corrosión producida por el sulfuro dehidrógeno y la ruptura por absorción dehidrógeno. La fase continua de aceite osintético del lodo no es conductiva y noproporciona electrólitos para el proceso decorrosión. Si el lodo tiene una cantidadadecuada de agentes humectantes, latubería de perforación será humectada deforma preferencial por el aceite o sintético.Sin embargo, si la emulsión se vuelveinestable y el lodo humecta la columna deperforación y la tubería de revestimientocon agua, se perderá la protección contra lacorrosión proporcionada por los lodos baseaceite y sintético.

El sulfuro de hidrógeno es un gas ácido.Los lodos de emulsión que tienen un altocontenido de cal son los mejores paraperforar en las formaciones que contienensulfuro de hidrógeno. La contaminación desulfuro de hidrógeno puede reducir laalcalinidad (POM) y desestabilizar laemulsión de los lodos base aceite ysintético. Esto puede causar la humectaciónpor agua de la tubería de perforación, lacorrosión producida por el sulfuro y laruptura por absorción de hidrógeno.

Los lodos base aceite y fluido sintéticoofrecen protección contra la corrosiónproducida por el sulfuro de hidrógeno,pero no aumentan el nivel de protecciónpara el personal. El sulfuro de hidrógeno estan tóxico y peligroso para el personalcuando se usan lodos base aceite y sintéticocomo cuando se usan lodos base agua. Usarlos dispositivos de protección y seguridaddel personal y tomar las más estrictasprecauciones si se encuentra sulfuro dehidrógeno. OBSERVACIÓN: Cuando seanticipa o se encuentra sulfuro de hidrógeno, laalcalinidad del lodo base aceite (POM) deberíaser mantenida a >5,0 cm3 de H2SO4 de 0,1Nen la línea de flujo, mediante adiciones de cal.Además de formar jabones de calcio que

son esenciales para obtener una emulsiónestable en los lodos convencionales baseaceite, la cal reacciona con el sulfuro dehidrógeno para formar sulfuro de calcio yconvertir el gas de sulfuro de hidrógeno ensulfuros solubles.

Aunque sea esencial para perforar sinpeligro las zonas que contienen sulfuro dehidrógeno, la cal no hace que los sulfurossean totalmente inertes. Un secuestrador abase de cinc como el óxido de cinc deberíaser usado para precipitar los sulfuros comosulfuro de cinc. La cal, el óxido de cinc yun peso adecuado del lodo constituyen loselementos de base para perforar sin peligrolas zonas que contienen sulfuro dehidrógeno. Estas precauciones aún puedenser anegadas por una gran “burbuja” o unaarremetida de sulfuro de hidrógeno.OBSERVACIÓN: Cuando se perforan zonas desulfuro de hidrógeno, ningún producto osistema de fluido de perforación puedereemplazar de manera aceptable elentrenamiento, la preparación y lasprecauciones tomadas por todo el personal queparticipa en la operación de perforación.

Cuando se encuentra sulfuro dehidrógeno, el lodo puede requerir grandesadiciones de cal, emulsificante y agenteshumectantes para estabilizar suspropiedades. El lodo debería ser controladopara detectar cualquier indicación dehumectación por agua.

El sulfuro de hidrógeno puede volver ellodo negro. Puede ser detectado por su olora huevos podridos y mediante el uso de“olfateadores” o detectores. La alcalinidad(POM) disminuirá, pero esto puede indicartanto la contaminación de dióxido decarbono (CO2) como la contaminación desulfuro de hidrógeno (H2S). La estabilidadeléctrica y la reología pueden disminuir. Eltren de gas de Garrett modificadorepresenta el método de prueba másconfiable para determinar si un lodo baseaceite o sintético está contaminado consulfuro de hidrógeno. El procedimientopara esta prueba está descrito en el capítulosobre Pruebas de este manual. Cuando seanticipa la presencia de sulfuro dehidrógeno, el gas de fondo, de lasconexiones y de los viajes realizadosdurante la perforación debería ser probadocon el tren de gas de Garrett modificado,además de los controles de lodoprogramados con regularidad.

Sulfuro de Hidrógeno

El sulfuro dehidrógeno esun gasacídicovenenoso ypeligroso...

Los lodos deemulsión quetienen unaltocontenido decal son losmejores paraperforar enlasformacionesquecontienensulfuro dehidrógeno.


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La pérdida de circulación con los lodosbase aceite y sintético puede hacerserápidamente intolerable debido al altocosto de los fluidos. La compresibilidadde estos fluidos hace que la densidad ylas propiedades reológicas del lodo seanmás altas en el fondo del pozo. Estohace que la probabilidad de pérdida decirculación sea más alta con los lodosbase aceite y sintético que con los lodosbase agua que tienen una densidad yreología similar. Para minimizar lapérdida de circulación, la densidad y laspropiedades reológicas deberían sermantenidas a los valores mínimos quecoincidan con la seguridad y las buenasprácticas de perforación. El programa decomputadora VIRTUAL HYDRAULICS de M-Ipuede modelar y optimizar elrendimiento del aceite y los fluidossintéticos bajo las condiciones delfondo para minimizar la posibilidad depérdida de circulación.

Otro factor que aumenta el riesgo depérdida de retornos con los lodos baseaceite y sintético son los bajos valoresde “fuga” (filtrado) de estos lodos. Laspropiedades de estos fluidos hacen quesean excelentes fluidos de fracturación,ya que tienden a propagar las fracturasmás eficazmente que los fluidos baseagua. Esta característica, unida al hechode que estos fluidos humectan laformación fracturada con aceite osintético, impide que la fractura seablande y se cierre tan fácilmente comocon los fluidos base agua. Por estemotivo, los lodos base aceite y sintéticono son recomendados para realizar laprueba de las zapatas de cementaciónde la tubería de revestimiento y de laspresiones de fractura. Debido a sucompresibilidad, no se puededeterminar con certeza la presiónhidrostática real, e incluso las Pruebasde Integridad de la Formación (FIT)pueden suponer un gran riesgo defracturación de la formación.

En caso de pérdida de circulación, losprocedimientos usados para restablecerla circulación son similares a los que seusan con los sistemas de lodo baseagua. La pérdida de circulación y losremedios están descritos másdetalladamente en el capítulo sobrePérdida de Circulación. La pérdida decirculación puede ser dividida en dos

situaciones básicas: (1) pérdidas dentrode una fractura activa (generalmente enuna lutita cerca de la última zapata decementación de la tubería derevestimiento), y (2) pérdidas de lodoentero hacia las zonas porosas ypermeables (que pueden variar deareniscas matriciales a formacionescavernosas de carbonato). Los tipos demateriales y las técnicas usadas debenser aplicados de acuerdo con el tipo depérdida anticipado.

Las píldoras de Material de Pérdida deCirculación (LCM) que contienen de 30a 50 lb/bbl (86 a 143 kg/cm3) de LCMconstituyen la recomendación estándar.Estas píldoras deberían ser colocadas enla zona de escape y deberíanpermanecer tal cual por un tiempodeterminado. En general, una mezcla dedistintos tipos de LCM es más eficazque un solo producto. Por ejemplo, unamezcla de materiales granulares,fibrosos y escamosos suele ser la máseficaz. El tamaño de las partículas delLCM usado debería coincidir con lafrecuencia de pérdida de lodo. Serecomiendan calidades medianas ofinas de mica o NUT PLUG® para laspíldoras de LCM. Una mezcla departículas de carbonato de calcio degranulometría determinada ha sidousada con éxito en muchas áreas,especialmente cuando las pérdidas seproducen hacia formaciones conmatrices de alta permeabilidad. Se hademostrado que las pérdidas haciafracturas activas pueden ser moderadaso eliminadas mediante unaconcentración adecuada de aditivosLCM con gránulos más grandes. Seadvierte que las escamas de celofán, lacorteza de cedro, las fibras de caña, elaserrín de madera, las cáscaras desemillas de algodón, las cáscaras degranos, los periódicos cortados en tirasy otros materiales fibrosos cortados entiras pueden desestabilizar lasemulsiones. Estos materiales nodeberían ser usados en lodos base aceiteo sintético, si existen otras opciones.

Aunque se acostumbre contornear laszarandas cuando se usan lodos baseagua que contienen LCM, esta prácticano debería ser realizada con los lodosbase aceite y sintético. La acumulaciónde sólidos es inaceptable y el aumento

Laacumulaciónde sólidos esinaceptable yel aumentode laviscosidadpuedeaumentar laECD...

La pérdidadecirculación...puedehacerserápidamenteintolerabledebido alalto costo delos fluidos.

Pérdida de Circulación



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de la viscosidad puede aumentar la ECD(Densidad Equivalente de Circulación),así como las pérdidas de lodo.

En los casos de pérdida de circulacióngrave, las inyecciones de lechadas detierra diatomácea de filtrado altoespecialmente formuladas (tipo Diaseal®

M), las inyecciones inversas de arcillaorganofílica (200 a 250 lb/bbl de VG-69por barril de agua sin cemento) o lasinyecciones de cemento suelen ser más

eficaces que las píldoras de LCM. Aquítambién, los materiales y las técnicasdeberían coincidir con la frecuencia depérdida de lodo. En los casos más gravesde pérdida de circulación donde losprocedimientos normales no hanpodido establecer retornos totales y elcosto constituye un problema, lossistemas de aceite y sintético deberíanser desplazados con un sistema de lodobase agua.

Control de Sólidos

El control de sólidos eficaz es esencialpara el uso económico de los sistemasde aceite y sintético, debido a su costorelativamente alto y a lasconsideraciones de eliminación.Aunque los sólidos perforados no sehidraten en los lodos base aceite ysintético, como lo hacen en los lodosbase agua, el control de sólidos escrítico en estos lodos. Un altocontenido de sólidos perforadosaumenta la viscosidad plástica debido alamontonamiento. Los sólidosperforados deben ser tratados conagentes humectantes para evitar quedesestabilicen la emulsión. La cantidadexcesiva de sólidos en los lodos baseaceite y sintético no sólo reduce elrendimiento hidráulico, sino quetambién puede reducir la estabilidad dela emulsión. El costo del fluido base yde los productos químicos en estossistemas hace que la corrección de lacontaminación de sólidos mediante ladilución sea más costosa que el uso deequipos adecuados de control desólidos para minimizar la acumulaciónde sólidos perforados.

En vez de confiar en la dilución paramantener los sólidos perforados a unnivel aceptable, se prefiere usar unprograma de control de sólidos biendiseñado. La dilución crea otroproblema además del costo, ya que elmayor volumen generado debe sertransportado, almacenado y/oeliminado. La solución consiste eneliminar los sólidos mecánicamente,antes de que se acumulen y se degradenen tamaño. La gestión y elmantenimiento apropiados del controlde sólidos permiten que los lodos baseaceite y sintéticos sean usados de nuevocasi indefinidamente. Si los sólidos

perforados se acumulan en un lodobase aceite o sintético, causaránproblemas en los pozos donde seanusados posteriormente.

Buenos equipos primarios de controlde sólidos (zarandas y centrífugas) soncríticos para el éxito de los sistemas delodo base aceite y sintético. Suimportancia disminuye en proporcióndirecta al costo del fluido base.

ZARANDASLas zarandas representan el métodoprincipal para el control de sólidosperforados en lodos base aceite osintético. Las zarandas deberían usar unamalla más fina que no descargue el lodolíquido por el extremo de la zaranda yque no eliminen cantidades excesivas dematerial densificante. En la práctica, estosignifica que el lodo debería recorrer 2/3a 3/4 de la longitud de la zaranda. Conbuenas zarandas, el tamaño de mallapuede ser limitado por la cantidad debarita que eliminan. Tres por ciento dela barita de calidad API recién añadidapuede ser lo suficientemente grandepara ser eliminada por una malla demalla 200. Resulta más económicoseparar pequeñas cantidades de baritaque diluir los sólidos perforados quepodrían acumularse cuando se usanmallas más grandes. Nunca permitir queel lodo contornee las zarandas, ya que eltamaño de los recortes sería cada vezmás fino con cada circulaciónsubsiguiente, hasta llegar al punto enque no puedan ser eliminadosmecánicamente. Además, la mayorconcentración de partículas más grandesreducirá la eficacia de cualquier equipoadicional de control de sólidos.

Las zarandas son críticas paramantener económicamente los sistemas

Un altocontenido desólidosperforadosaumenta laviscosidadplásticadebido alamontona-miento.

Las zarandasrepresentanel métodoprincipalpara elcontrol desólidosperforados enlodos baseaceite osintético.


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de aceite y sintético. Si se anticipan altasvelocidades de penetración y grandescaudales, zarandas de separaciónpreliminar (“scalping shakers”) deberíanser usadas para eliminar los recortes másgrandes. Luego, el flujo que sale porabajo de las zarandas de separaciónpreliminar debería ser encaminado haciazarandas de malla fina de alta capacidadque sean capaces de manejar el caudalmás grande. Lo ideal sería que estaszarandas tuvieran un tamaño de malla200 o más fino.

Los recortes húmedos de las zarandasprincipales pasan frecuentemente porzarandas “secadoras” para reducir almínimo la cantidad de fluido residualen los recortes. Estas zarandas secadorastienden a degradar mecánicamente losrecortes y producen un retorno delíquidos con un alto contenido desólidos finos. Si se usa una centrífuga, elflujo que sale por abajo de las zarandassecadoras debería ser centrifugado antesde regresar al sistema activo. Aunque elvalor del fluido sintético recuperado porlas zarandas secadoras pueda ser alto,estas zarandas se usan principalmentepara reducir la cantidad de desechos quedeben ser eliminados y el líquidoresidual descargado con los desechos.

LIMPIADORES DE LODOEl uso de limpiadores de lodo paracontrolar los sólidos en los lodos baseaceite ha tenido un éxito limitado. Ellimpiador de lodo está diseñado paraeliminar grandes partículas del sistemade lodo, procesando el flujo que salepor abajo de un deslimador a través deuna zaranda. Por lo tanto, el tamaño decorte de un limpiador de lodo estágobernado por el tamaño de malla. Laszarandas de alta fuerza G y grancapacidad pueden procesar todo el flujode lodo a través de las mallas finas, locual elimina la necesidad de usar unlimpiador de lodo. Aun cuando ellimpiador de lodo usa mallas ultrafinas,la degradación mecánica de laspartículas a través de su bomba dealimentación centrífuga sería perjudicialy la unidad terminaría eliminando másbarita que sólidos perforados. No sepuede justificar el uso de limpiadores delodo en los equipos de perforaciónprovistos de zarandas eficaces.

CENTRÍFUGASLa dilución y las centrífugas son los

únicos medios eficaces para reducir elcontenido de sólidos finos de los lodosbase aceite y sintético. Las centrífugasreducen la cantidad de diluciónrequerida para controlar laspropiedades del lodo.

Las centrífugas pueden ser usadas enlos lodos base aceite y sintético nodensificados para eliminar los sólidosperforados finos y recuperar la fasefluida costosa. En este proceso, sedesecha la descarga que contienesólidos perforados mientras que elefluente regresa al sistema activo. Elpeso del fluido que regresa al sistemaactivo debería ser monitoreado todoslos días. Si el fluido que regresa excedela densidad de la fase líquida,generalmente ~7,0 lb/gal, por un valorapreciable, una cantidad excesiva desólidos ultrafinos está regresando alsistema. Si esto ocurre, la centrífugadebe ser ajustada para reducir supunto de corte.

Para los lodos densificados, se sueleusar un sistema de dos centrífugas (enserie). El sistema está diseñado paraeliminar solamente los sólidosindeseables y conservar tanto la fasefluida costosa como el materialdensificante. Se usa una centrífugaprimaria de baja fuerza G pararecuperar la mayor parte del materialdensificante, regresándolodirectamente al sistema activo. Luegose procesa el flujo que sale por arriba oefluente (líquido con sólidos finos) através de una centrífuga secundaria dealta fuerza G que realiza un corte másfino, eliminando la mayor cantidadposible de sólidos finos. Los sólidoseliminados por la centrífugasecundaria son desechados y elefluente líquido costoso regresa alsistema activo o es usado para realizarla dilución en la centrífuga primaria.El peso del efluente de la centrífugasecundaria debe ser monitoreado conregularidad para determinar si sólidosfinos se están acumulando y si puedenser perjudiciales para el sistema activo.

Se puede usar una regla general paraevaluar la eficacia del sistema de doscentrífugas. La densidad de unamuestra del efluente de la segundacentrífuga debería ser aumentada para

La dilución ylascentrífugasson losúnicosmedioseficaces parareducir elcontenido desólidosfinos...

Para loslodosdensificados,se suele usarun sistemade doscentrífugas(en serie).



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coincidir con la densidad del sistemade lodo activo. Luego la reología dellodo debe ser medida y evaluada enrelación con las propiedades deseadasdel fluido de perforación. Si la reologíano es aceptable, será necesario realizarajustes en el sistema deprocesamiento, para reducir el pesodel efluente.

Desafortunadamente, ningúnsistema de procesamiento eliminará lanecesidad de realizar una diluciónfresca del aceite o de los líquidossintéticos durante la perforación. Lafiltración en el fondo del pozo, lasadiciones de material densificante y laacumulación de sólidos finosrequieren adiciones de aceite fresco,cualquiera que sea el equipo mecánico

usado. La eficacia de las centrífugasdisminuye debido al aumento de laviscosidad de la emulsión, encomparación con el lodo base agua.Por lo tanto, una serie de zarandas dealta fuerza G con mallas finas siguesiendo el medio más eficaz paracontrolar los sólidos perforados en loslodos base aceite y sintético.

El control de sólidos es muyimportante para mantener elrendimiento óptimo del lodo yminimizar el tiempo improductivo. Eluso correcto de los equipos de controlde sólidos puede minimizar el procesocostoso de dilución, controlando laacumulación de sólidos indeseables yminimizando la pérdida de fluidoscostosos.

La cementación en lodos base aceite ysintético requiere el uso de fluidosespaciadores especialmente diseñadospara impedir la mezcla del cementocon el lodo base aceite o sintético.Estos espaciadores están diseñados paraser compatibles con el cemento y ellodo, mientras proporcionan otrasfunciones necesarias para lacementación. Además de obtener unbuen desplazamiento de los lodos baseaceite o sintético, los espaciadorestambién deben contener agentestensioactivos que harán que lassuperficies humectadas por aceite osintético regresen a un estado dehumectación por agua para que sepueda lograr una buena adherencia delcemento. La mayoría de las compañíasde cemento proporcionarán sus propiosespaciadores para este propósito.

Las mezclas de lodo base aceite osintético y cemento pueden formar unamasa viscosa que no puede serbombeada, resultando en lacanalización del cemento, la pérdida decirculación y la adherencia incompletadel cemento. Además, un lodo baseaceite o sintético humectará la tuberíade revestimiento y el pozo, causando laadherencia incompleta del cemento. Eluso de espaciadores especialmentediseñados no sólo elimina el problemarelacionado con la mezcla, sinotambién puede efectuar un cambio enla humectabilidad de la tubería derevestimiento y del pozo. La

humectación por agua de la tubería derevestimiento y del pozo producirá laadherencia correcta del cemento. Siespaciadores especialmente diseñadosno están disponibles, será necesariousar múltiples espaciadores. Éstosconstan de agua y aceite o fluidosintético colocados de manera queestén en contacto con el fluido con elque son compatibles (i.e.,cemento/agua, aceite diesel/lodo, fluidosintético/lodo). Se recomienda usarespaciadores especialmente diseñadoscada vez que sea posible, debido a lasventajas adicionales ofrecidas por estosespaciadores.

La formulación de los espaciadores esmuy variable. La formulación usadadepende de las preferencias de lapersona que está especificando odiseñando el espaciador y lacementación. Sin embargo, todos losdiseños de espaciadores tienen unafilosofía o técnica en común – El fluidoque se está desplazando debería ser lomás ligero posible mientras que elfluido usado para realizar eldesplazamiento debería ser lo másdenso posible.

Este enfoque favorece la dilución delfluido en el pozo para que no secanalice, facilita la eliminación delrevoque y genera una acción “tipopistoneo” del fluido desplazador paraforzar el fluido desplazado fuera delpozo de la manera más eficaz posible.

Cementación en Lodos No Acuosos

Lacementación...requiere el usode fluidosespaciadoresespecialmentediseñadospara impedirla mezcla...


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Un fluido de empaque es el fluidodejado encima del empaque en elespacio anular, entre la tubería deproducción y la tubería derevestimiento o la tubería derevestimiento corta, cuando un pozo hasido completado y está listo para iniciarla producción. Los fluidos de empaqueestán generalmente diseñados paraproporcionar una presión hidrostáticaigual a la presión de la formaciónproductiva. La mayoría de los pozossufren fallas de la tubería de produccióno fallas del empaque durante su vidaproductiva y requieren operacionesremediadoras o de estimulación. Estosprocedimientos pueden serinnecesariamente costosos ycomplicados si el material densificantedel fluido de empaque se sedimentaencima del empaque. Por lo tanto, losfluidos de empaque deberían serformulados de manera que no puedansedimentarse. Los fluidos de empaquedeberían ser térmicamente estables a latemperatura de fondo. Tambiéndeberían proteger el DE de la tubería deproducción y el DI de la tubería derevestimiento contra la corrosión.

Los sistemas VERSADRIL® y VERSACLEAN®

pueden ser formulados para serexcelentes lodos de empaque. Estoslodos de empaque proporcionan (1)excelente estabilidad térmica durantelargos periodos, (2) excelentescaracterísticas de suspensión delmaterial densificante y (3) protecciónduradera de los materiales metálicoscontra la corrosión. Los lodos base aguano ofrecen el mismo nivel derendimiento que los fluidos deempaque.

Los procedimientos descritos acontinuación pueden ser usados paraformular un fluido de empaque baseaceite o sintético estable sin usarninguna fórmula o procedimiento deprueba específico.1. El fluido a usar debería ser formulado

a partir de un lodo usado existente, odeberían contener todo el fluidopreviamente usado posible. Los lodosque fueron usados para perforar sonmás estables porque ya han sidosometidos al ciclo térmico y alesfuerzo cortante a través de labarrena. Estas acciones reducen y

estabilizan el tamaño de las gotas deagua y pueden reducir el tamaño delos sólidos. Algunos sólidos coloidalesson beneficiosos en los fluidos deempaque, ya que ayudan a evitar elasentamiento. Si se debe usar un lodonuevo, éste debería ser circulado ysometido al esfuerzo de corte a travésdel pozo y de una barrena durante 2a 3 circulaciones o más, si es posible.

2. El sistema de lodo debería ser filtradopara eliminar las grandes partículasque son difíciles de suspender. Ésta esuna etapa crítica para la preparacióncorrecta de un lodo de empaque ydebería ser realizada sin excepción. Eltamaño de malla debería ser el máspequeño posible, hasta malla 200.

3. Otro aspecto crítico es asegurarse queel fluido no contiene sólidoshumectados por agua. Los sólidoshumectados por agua tienden aformar grandes conglomerados quese sedimentan más fácilmente. Unagran humectación por agua tambiénpuede impedir que las arcillasorganofílicas desarrollen esfuerzos degel adecuados. Antes de usar un lodobase aceite o sintético para un fluidode empaque, este lodo debería sersometido a una prueba piloto conagentes humectantes y emulsificantesadecuados, para asegurarse que nohay ninguna humectación por agua.Sin embargo, procurar no sobretratarcon agente humectante, ya que estopuede diluir el fluido y causar lasedimentación de la barita debido ala viscosidad insuficiente.

4. El sistema de lodo DEBE ser tratadocon cal hasta que la alcalinidad (POM)se estabilice dentro del rangoapropiado. Se requiere un mínimo de2 lb/bbl de exceso de cal para TODOSlos lodos de empaque base aceite ysintético. Un sistema de lodo nuevorequerirá mayores adiciones de calpara lograr el mismo resultado,porque los lodos nuevos consumencal durante el proceso de formaciónde jabón de calcio antes deestabilizarse completamente. Losgrandes tratamientos de cal puedencausar la humectación por agua, lacual DEBE ser evitada y corregida. Serecomienda que cualquiertratamiento con grandes cantidades

Lodos de Empaque

...los fluidosde empaquedeberían serformuladosde maneraque nopuedansedimentarse.



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de cal vaya acompañado detratamientos de VERSACOAT oVERSAMUL®.

5. Los fluidos de empaque deben estardiseñados para cumplir condiferentes especificaciones de losfluidos de perforación. La reología delfluido de empaque debe ser losuficientemente alta para impedirque el material densificante sesedimente por largos periodos, aveces años. Los requisitos reológicosdel fluido de empaque variarán conla relación de aceite o sintético a aguadel fluido de empaque, su densidad,la gravedad específica del materialdensificante usado y la temperaturade fondo del pozo. El esfuerzo de gela 10 minutos de los fluidos deempaque densificados debegeneralmente estar comprendido enun rango de 25 a 60 lb/100 pies2. Losfluidos de empaque con un peso de10 a 13 lb/gal no contienen suficientematerial densificante para sersuspendidos por el amontonamientode las partículas. Estos fluidos debentener esfuerzos de gel más altos quelos fluidos de empaque de mayorpeso, y puede que sea necesarioformularlos con bentonita o unaarcilla de bajo rendimiento paraaumentar su densidad con sólidoscoloidales.

6. Al realizar la prueba piloto de losfluidos de empaque, mezclar unvolumen suficiente de cadaformulación para realizar elenvejecimiento estático de por lomenos seis muestras. Según eltamaño de las bombas deenvejecimiento estático, estorequerirá probablemente más de seisbarriles equivalentes. Usar unamuestra del lodo líquido que seráusado en el fluido de empaque paramezclar estas muestras. Laspropiedades del fluido de empaquedeberían ser controladas y registradasantes de realizar el envejecimientoestático. Seis muestras del fluido deempaque deberían ser presurizadas ysometidas al envejecimiento estáticoa la temperatura de fondo del pozo.Controlar el esfuerzo de corte estáticoy las propiedades de dos muestrasdespués de que hayan sido sometidasal envejecimiento estático duranteun, siete y 30 días o más. Después deregistrar los esfuerzos de corteestático, controlar las muestras paradeterminar si se han sedimentado. Siambas muestras fallan debido a lasedimentación, esfuerzos de corteexcesivos o a la inestabilidad de laspropiedades del lodo, será necesariodesechar las otras muestras ydesarrollar y probar otra formulación.

Un empaque de la tubería derevestimiento es el fluido bombeadodelante del cemento y dejado en elespacio anular encima del cemento,fuera de la tubería de revestimientoque se está cementando. Es comúnque se use el fluido de perforacióncomo fluido de empaque de la tuberíade revestimiento. Cuando se necesitaun empaque de la tubería derevestimiento con aceite o fluidosintético, el pozo debe ser perforadocon el sistema para eliminar el tiemporequerido para desplazar y estabilizarel pozo con el empaque de la tuberíade revestimiento. El propósito de losempaques de la tubería derevestimiento con aceite o sintéticoes:

• Estabilizar el pozo.• Proporcionar un fluido estable con

buenas características de suspensióndurante largos periodos.

• Impedir que la tubería derevestimiento quede pegada,cuando se tiene la intención derecuperarla más tarde.

• Aislar la tubería de revestimiento delos fluidos corrosivos de laformación.

• Proporcionar un ambiente noconductor si se usa la proteccióncatódica para proteger la tubería derevestimiento.Las propiedades recomendadas para

los empaques de la tubería derevestimiento son similares a las que serecomiendan para los fluidos de

Fluidos de Empaque de la Tubería de RevestimientoEs común quese use elfluido deperforacióncomo fluidode empaquede la tuberíaderevestimiento.


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Si un fluido base aceite o sintético fueusado como fluido de empaque, unfluido similar será probablementeusado como fluido de rehabilitación.El aceite y los fluidos sintéticospueden ser usados en ambientesextremadamente corrosivos y comofluidos de perforación para evitardaños a la formación. Debido a subuena lubricidad y bajas tendencias deadhesión, estos fluidos sonespecialmente adecuados para lasoperaciones de “lavado” donde esmuy probable que el tubo de lavado sepegue.

La preparación de los pozos encampos agotados para elalmacenamiento de gas constituyeuna excelente aplicación para loslodos base aceite que contienenVersatrol. Si la tubería derevestimiento existente de los pozosestá corroída y tiene fugas, en generalserá reemplazada en vez de serreparada. Las tuberías de revestimientodeben ser lavadas. El lodo base aceitees el fluido preferido para “lavar” yrecuperar la tubería de revestimiento.Los lodos base aceite usados en estasaplicaciones requieren una atenciónmás detenida y más productosquímicos de tratamiento que una

operación de perforación. Después derehabilitar los pozos en un proyectode almacenamiento de gas con fluidosbase aceite, los fluidos songeneralmente usados como empaquesde la tubería de revestimiento yfluidos de empaque para completar lospozos.

Si los pozos fueron perforadosinicialmente y completados confluidos base agua, el lodo base agua ylos sólidos ubicados detrás de latubería de revestimiento seincorporarán en el lodo base aceite alser “perforados” con el tubo delavado. Las lutitas expuestas sederrumbarán probablemente dentrodel pozo y agravarán el problema. Encada uno de estos pozos, seránecesario hacer preparativos paramanejar grandes cantidades de sólidoshumectados por agua. El volumen defluido de rehabilitación requeridopuede ser considerablemente más altoque el que fue estimado en base aldiámetro original del pozo. Grandescantidades de aceite base,emulsificantes y agentes humectantesserán requeridas para tratar el agua ylos sólidos humectados por agua queserán incorporados en el fluido derehabilitación.

Fluidos de Rehabilitación

El lodo baseaceite es elfluidopreferido para“lavar” yrecuperar latubería derevestimiento.

empaque. Las reologías recomendadaspara los empaques de la tubería derevestimiento pueden ser un tanto másaltas que las reologías recomendadaspara los fluidos de empaque, a fin debarrer el espacio anular. Los empaquesde la tubería de revestimiento estaránexpuestos a los fluidos de la formacióndurante la vida del pozo. Paracompensar esto, los empaques de latubería de revestimiento suelen sertratados con emulsificantes y agenteshumectantes adicionales. El procesorecomendado anteriormente paraformular y probar un fluido de empaquepuede ser usado para formular los

empaques de la tubería derevestimiento.

La mayoría de los sistemas de aceite osintético pueden ser acondicionadospara satisfacer hasta las más estrictaspropiedades requeridas para losempaques de la tubería de revestimientoy los fluidos de empaque. Como con losfluidos de empaque, el fluido debe serestabilizado mediante circulación por elpozo, exponiéndolo al calor y alesfuerzo de corte antes de someterlo alos tratamientos finales y deacondicionarlo como fluido de empaquede la tubería de revestimiento.



CAPÍTULO

11

Localización de Problemas con los Lodos Base Aceite

Emulsificante Primario Agente Humectante

Sistema convencional VERSAMUL VERSACOAT

Sistema relajado VERSACOAT VERSAWET

Causa Tratamiento

Subtratamiento de viscosificador Añadir arcilla organofílica, VG-69 Falta de granulometría apropiada Añadir HRP

Añadir VERSAMOD

Bajo contenido de agua Añadir agua (salmuera)

Lodo nuevo, falta de corte Someter al esfuerzo de corte a través de la barrena o de una unidad de corte

Desgasificación Aumentar el peso del lodoAñadir agente humectanteAñadir el emulsificante primario y cal

A. PROBLEMA: VISCOSIDAD INSUFICIENTE

Causa Tratamiento

Emulsión débil Añadir el emulsificante primarioAñadir cal (sistema convencional)

Lack of proper particle size distribution Añadir VERSATROL

Añadir VERSALIG

Añadir VG-69Añadir material densificante o agente puenteante

Inestabilidad a altas temperaturas Añadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir cal (sistema convencional)Añadir VERSATROL o VERSALIG

C. PROBLEMA: AUMENTO DE LA FILTRACIÓN ATAP

Causa Tratamiento

Alto contenido de agua (flujo de agua salada) Diluir con aceiteAñadir el emulsificante primario y calAñadir agente humectante*Añadir VERSATHIN

®

Sólidos perforados incorporados1. Alto contenido de sólidos (% en volumen) Centrífugar/control de sólidos

Usar diluciónAñadir agente humectante*Añadir VERSATHIN*

2. Problema con sólidos finos Centrífugar/control de sólidosUsar diluciónAñadir agente humectante*Añadir VERSATHIN*

3. Sólidos humectados por agua Añadir agente humectante y emulsificante primarioAñadir SWA*

Inestabilidad a altas temperaturas Añadir agente humectante y emulsificante primarioReducir el contenido de aguaReducir el contenido de sólidos

Gases ácidos Añadir cal (sistema convencional)Añadir el emulsificante primario y agente humectanteAumentar el peso del lodo

Sobretratamiento Diluir con aceite

B. PROBLEMA: VISCOSIDAD EXCESIVA

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Causa Tratamiento

Emulsión débil Añadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir cal (sistema convencional)

Inestabilidad a altas temperaturas Añadir el emulsificante primarioAñadir cal (sistema convencional)Añadir VERSATROL o VERSALIG

D. PROBLEMA: AGUA EN EL FILTRADO ATAP (SI ES INDESEABLE)

Causa Tratamiento

Supersaturación Añadir emulsificante y agente humectanteAñadir SWA*Añadir agua con moderación

Sólidos excesivos Usar el control de sólidos y la diluciónAñadir agente humectanteAñadir SWA*

Subtratamiento Añadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir SWA*

E. PROBLEMA: SÓLIDOS HUMECTADOS POR AGUA

Indicador Tratamiento

Reducción de la relación A/A (intrusión de agua) Aumentar el peso del lodo

Reducción del peso del lodo Aumentar el peso del lodoAñadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir cal (sistema convencional)Añadir aceite para ajustar la relación A/AAñadir sal para ajustar la salinidad de la salmuera

G. PROBLEMA: FLUJO DE AGUA


Reducción de POM Aumentar el peso del lodoAñadir cal

Aumento de la reología Añadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir aceite para diluciónAumentar el peso del lodoAñadir cal

H. PROBLEMA: CONTAMINACIÓN DE CO2

Causa Tratamiento

Sólidos humectados por agua Añadir agente humectanteAñadir el emulsificante primarioAñadir SWA*

F. PROBLEMA: TAPONAMIENTO DE LA ZARANDA

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*SWA debería ser usado con moderación y solamente cuando otros tratamientos y métodos no son eficaces.

*SWA debería ser usado con moderación y solamente cuando otros tratamientos y métodos no son eficaces.



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Reducción de POM Aumentar el peso del lodoAñadir calAñadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir el secuestrador de sulfuro de hidrógeno a base de cinc, óxido de cinc

Olor fétido Aumentar el peso del lodoAñadir calAñadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir el secuestrador de sulfuro de hidrógeno a base de cinc, óxido de cinc

El lodo se vuelve negro Aumentar el peso del lodoAñadir calAñadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir el secuestrador de sulfuro de hidrógeno a base de cinc, óxido de cinc

La tubería de perforación se vuelve negra Aumentar el peso del lodoAñadir calAñadir el emulsificante primario y agente humectanteAñadir el secuestrador de sulfuro de hidrógeno a base de cinc, óxido de cinc

I. PROBLEMA: CONTAMINACIÓN DE SULFURO DE HIDRÓGENO

Causa Tratamiento

Presión hidrostática sobrebalanzada Reducir el peso del lodo (si es posible)Usar píldoras de LCMColocar la tubería de revestimiento

Pérdida excesiva de presión anular Reducir la reología y los esfuerzos de gelReducir las velocidades de circulación

Presiones de surgencia Reducir la reología y los esfuerzos de gelProceder por etapas y circular viajando dentro/fuera del pozoReducir la velocidad de viajeUsar píldoras de LCM colocadas en el pozo

J. PROBLEMA: PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

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OBSERVACIÓN: En las siguientes ecuaciones, % CaCl2 y % NaCl significan % enpeso, a menos que se indique % CaCl2 (vol). Los valores para líquidos como % H2O y% Aceite significan % en volumen a menos que estén indicados de otra manera.

Cálculos

% en Peso Densidad Densidad Cl– CaCl2 Agua Actividad de la CaCl2 (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) Salmuera (AW)

2 1,015 8,46 12.969 7,1 0,995 0,989

4 1,032 8,60 26.385 14,5 0,990 0,980

6 1,049 8,75 40.185 22,0 0,986 0,971

8 1,066 8,89 54.496 29,9 0,981 0,960

10 1,084 9,04 69.190 37,9 0,975 0,948

12 1,101 9,19 84.459 46,3 0,969 0,932

14 1,120 9,34 100.175 54,9 0,963 0,914

16 1,139 9,50 116.403 63,8 0,957 0,892

18 1,158 9,66 133.141 72,9 0,950 0,867

20 1,178 9,82 150.455 82,4 0,942 0,837

22 1,198 9,99 168.343 92,2 0,934 0,804

24 1,218 10,16 186.743 102,3 0,926 0,767

26 1,239 10,33 205.781 112,7 0,917 0,726

28 1,260 10,51 225.395 123,5 0,907 0,683

30 1,282 10,69 245.647 134,6 0,897 0,637

32 1,304 10,87 266.474 146,0 0,886 0,590

34 1,326 11,06 288.004 157,8 0,875 0,541

36 1,349 11,25 310.237 170,0 0,863 0,492

38 1,372 11,44 333.109 182,5 0,851 0,443

40 1,396 11,64 356.683 195,4 0,837 0,395

TABLAS DE SALMUERA

% en volumen de sal = 100 x (1,0 – bbl agua).Propiedades basadas en 20ºC y pureza de 100%.

Tabla 2: Salmuera de cloruro de calcio.

La concentración de cloruro de calcio requerida para la fase interna depende dela actividad de la formación que se está perforando. La mayoría de los lodos usan25 a 35% en peso de cloruro de calcio.

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CONVERSIONES DE SALMUERADensidad (lb/gal) = SG x 8,34CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000Cloruros (ppm) = % CaCl2 x 6.393NaCl (ppm) = % NaCl x 10.000Cloruros (ppm) = % NaCl x 6.065

Cálculo de cualquier % en peso de sal:(Ag x C)

% en peso de sal = x 100((Ag x C) + % H2O)Donde:Ag = cm3 de nitrato de plata 0,282 usado en la determinación de cloruros

por cm3 de lodoC = constante de sal% H2O = % en volumen de agua de la retorta

ECUACIONES DE AJUSTE DE CURVAS DE ACTIVIDAD DE LA SALMUERA (AW):Las siguientes ecuaciones pueden ser usadas para determinar la actividad delagua (AW):

CLORURO DE CALCIO:AW = 1 + 0,001264834 (% CaCl2) – 0,0006366891 (% CaCl2)2 + 5,877758 x 10–6 (% CaCl2)3

CLORURO DE SODIO:AW = 1 – 0,004767582 (% NaCl) – 0,0001694205 (% NaCl)2

CLORURO DE MAGNESIO:AW = 1 – 0,002444242 (% MgCl2) – 0,0004608654 (% MgCl2)2

CLORURO DE POTASIO:AW = 1 – 0,003973135 (% KCl) – 7,47175 x 10–5 (% KCl)2

% en Peso Densidad Densidad Cl– NaCl Agua Actividad de la NaCl (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) Salmuera (AW)

2 1,013 8,44 12.254 7,1 0,992 0,989

4 1,027 8,56 24.932 14,4 0,986 0,977

6 1,041 8,68 37.914 21,9 0,979 0,964

8 1,056 8,81 51.260 29,6 0,971 0,950

10 1,071 8,93 64.970 37,5 0,964 0,935

12 1,086 9,05 79.044 45,6 0,955 0,919

14 1,101 9,18 93.481 53,9 0,947 0,902

16 1,116 9,31 108.344 62,5 0,938 0,883

18 1,132 9,44 123.570 71,3 0,928 0,862

20 1,148 9,57 139.282 80,4 0,918 0,839

22 1,164 9,71 155.357 89,6 0,908 0,815

24 1,180 9,84 171.858 99,2 0,897 0,788

26 1,197 9,98 188.843 109,0 0,886 0,759


Tabla 3: Salmuera de cloruro de sodio.

Sal Constante de Sal (C)

Cloruro de calcio 1,565

Cloruro de sodio 1,648

Cloruro de magnesio 1,343

Cloruro de potasio 2,103

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AJUSTE DE LA ACTIVIDAD DEL AGUA

La técnica descrita a continuación debería ser usada para determinar la cantidad decloruro de calcio requerida para ajustar (reducir) la actividad del agua a un valordeseado mediante el aumento de la salinidad de la salmuera.

Aumento de la salinidad de la salmuera:1. Valorar los cloruros y calcular la concentración inicial de sal, % en peso de

CaCl2.2. Estimar la AW presente del fluido usando la Tabla 2: Salmuera de cloruro de

calcio, relacionando la actividad con la concentración de sal (% en peso) o usarlas ecuaciones de ajuste de curvas.

3. Usando una retorta, determinar el contenido de agua, % en volumen de agua. 4. Calcular la concentración inicial de CaCl2 (lb/bbl lodo entero).

% en peso inicial de CaCl2: % CaCl2% en peso deseado de CaCl2: %D CaCl2% en volumen de agua: % H2O

% CaCl2 x % H2O x 3,5CaCl2 (lb/bbl lodo entero) =

100 – % CaCl2

5. A partir de una medida o un valor para la actividad de la lutita, determinar laconcentración de sal deseada, % CaCl2, usando la tabla de salmuera y laecuación de ajuste de curvas. Usando la ecuación proporcionada a continuación,determinar la cantidad de CaCl2 requerida para reducir la AW al valor deseado.

% en peso deseado de CaCl2: %D CaCl2% pureza de CaCl2: % pureza

CaCl2 (lb/bbl lodo entero) a añadir = %D CaCl2 % CaCl2 350 x % H2O– x[100 – D% CaCl22 100 – % CaCl2] % pureza

Ejemplo:% en peso inicial de CaCl2: 10% en volumen de agua: 20% en peso deseado de CaCl2: 25% pureza: 78Del punto 4. CaCl2 inicial (lb/bbl lodo entero): 7,78Del punto 5. CaCl2 (lb/bbl lodo entero) a añadir: 19,9

Ocasionalmente se desea obtener un aumento de la actividad (reducción delcontenido de sal). Esto ocurre generalmente durante la perforación de sal, cuando laconcentración de sal aumenta debido a la evaporación y al sobretratamiento. Elsiguiente procedimiento puede ser usado para determinar la cantidad de agua a añadirpara ajustar (aumentar) la actividad del agua al valor deseado.

Reducción de la salinidad de la salmuera1. Valorar los cloruros y calcular la concentración inicial de sal, % en peso de

CaCl2.2. Estimar la AW presente del fluido usando la Tabla 2: Salmuera de cloruro de

calcio, relacionando la actividad con la concentración de sal (% en peso) o laecuación de ajuste de curvas.

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3. Usando una retorta, determinar el contenido de agua, % en volumen de agua.4. Calcular la concentración inicial de CaCl2 (lb/bbl lodo entero).

% en peso inicial CaCl2: % CaCl2% en volumen de agua: % H2O

% CaCl2 x % H2O x 3,5CaCl2 (lb/bbl lodo entero) =

100 – % CaCl2

5. Usando el valor deseado para la actividad del fluido, determinar laconcentración de sal deseada, % CaCl2, usando la tabla de salmuera o laecuación de ajuste de curvas. Usando la ecuación proporcionada acontinuación, determinar la cantidad de agua requerida para aumentar la AWal valor deseado.

% en peso deseado de CaCl2: %D CaCl2

Agua a añadir (bbl/bbl) = (100 x CaCl2) – D(CaCl2 x CaCl2) – (% CaCl2 x % H2O x 3,5)

%D CaCl2 x 350Ejemplo:% en peso inicial de CaCl2: 22% en volumen de agua: 10% en peso deseado de CaCl2: 15

De 4. CaCl2 inicial (lb/bbl lodo entero): 9,87De 5. Agua a añadir (bbl/bbl): 0,0598

Conversions de SalmueraDensisdad (lb/gal) = SG x 8,34CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000Cloruros (ppm) = % CaCl2 x 6.393NaCl (ppm) = % NaCl x 10.000Cloruros (ppm) = % NaCl x 6.065

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% en Peso Densidad Densidad Cl– NaCl Agua Actividad de la NaCl (kg/l) (lb/gal) (mg/l) (lb/bbl) (bbl) Salmuera (AW)

2 1,013 8,44 12.254 7,1 0,992 0,989

4 1,027 8,56 24.932 14,4 0,986 0,977

6 1,041 8,68 37.914 21,9 0,979 0,964

8 1,056 8,81 51.260 29,6 0,971 0,950

10 1,071 8,93 64.970 37,5 0,964 0,935

12 1,086 9,05 79.044 45,6 0,955 0,919

14 1,101 9,18 93.481 53,9 0,947 0,902

16 1,116 9,31 108.344 62,5 0,938 0,883

18 1,132 9,44 123.570 71,3 0,928 0,862

20 1,148 9,57 139.282 80,4 0,918 0,839

22 1,164 9,71 155.357 89,6 0,908 0,815

24 1,180 9,84 171.858 99,2 0,897 0,788

26 1,197 9,98 188.843 109,0 0,886 0,759


Tabla 4: Salmuera de cloruro de sodio.


11


Relaciones de aceite a agua (A/A)El cálculo de las relaciones de aceite a agua y sintético a agua requiere lossiguientes valores de retorta:

% aceiteRelación de aceite (AC) = x 100(% aceite + % H2O)Relación de agua (AG) = 100 – relación de aceite

o % H2ORelación de agua (AG) = x 100(% H2O+ % aceite)

OBSERVACIÓN: La suma de la relación de aceite y de la relación de agua siempre esigual a 100.

Ejemplo:% en volumen de aceite: 56% en volumen de agua: 24% en volumen de sólidos: 20

56Relación de aceite = x 100 = 70% aceite(56 + 24)

24Relación de agua = x 100 = 30% agua(24 + 56)Relación aceite:agua (A/A) = 70:30 ó 70/30

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CAPÍTULO

11

AJUSTE DE LAS RELACIONES A/A O S/AMediante simples cálculos que incluyen los datos actuales de la retorta, se puedecalcular el aumento o la reducción de la relación de aceite o sintético a agua. Para unlodo densificado, el cambio de la relación de aceite o sintético a agua causa unareducción del peso del lodo. El líquido y la barita agregados para volver a densificaraumentarán el volumen del sistema.

AUMENTO DE LA RELACIÓN DE ACEITE A AGUASe debe añadir aceite o fluido sintético al lodo para aumentar la relación de

aceite o sintético a agua. Al hacer esto, no se añade ninguna cantidad de agua alsistema y el volumen efectivo de agua no cambia.

Para calcular los barriles de aceite requeridos para aumentar la relación A/A:A. Registrar el % en volumen de aceite de la retorta como % aceite.B. Registrar el % en volumen de agua de la retorta como % H2O.C. Registrar la relación de agua de la relación A/A deseada como WR.D. Calcular los barriles de aceite o fluido sintético a añadir:

% H2O (% aceite + % H2O)Aceite a añadir (bbl/bbl lodo) = –

WR 100

En esta ecuación:% H2OVolumen de líquido nuevo (bbl/bbl lodo) =

WR

(% aceite + % H2O)Volumen de líquido original (bbl/bbl lodo) =

100

Volumen de líquido nuevo = Volumen de líquido original + aceite a añadirEjemplo:% en volumen de aceite (retorta): 51%% en volumen de agua (retorta): 9%Relación A/A original: 85/15Relación A/A deseada: 90/10 (OR = 90, WR = 10)

Para aumentar la relación A/A de 85/15 a 90/10, calcular cuánto aceite debe serañadido:

% H2O (% aceite + % H2O)Aceite a añadir (bbl/bbl lodo) = –

WR 1009 (51 + 9)

Aceite a añadir (bbl/bbl lodo) = – = 0,9 – 0,6 = 10 100

0,30 bbl de aceite por bbl de lodo

Por lo tanto, para aumentar la relación A/A de 85/15 a 90/10, se debe añadir0,30 bbl de aceite por cada barril de lodo.

REDUCCIÓN DE LA RELACIÓN DE ACEITE A AGUA

Se debe añadir agua o salmuera al lodo para reducir la relación de aceite osintético a agua. No se añade ningún aceite o sintético al sistema y el volumen deaceite o sintético no cambia.

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REDUCCIÓN DE LA RELACIÓN A/A USANDO AGUAPara calcular los barriles de agua (no salmuera) requeridos para reducir la relación A/A:A. Registrar el % en volumen de aceite de la retorta como % aceite.B. Registrar el % en volumen de agua de la retorta como % H2O.C. Registrar la relación de agua de la relación A/A deseada como OR.D. Calcular los barriles de agua a añadir:

% aceite (% aceite + % H2O)Agua a añadir (bbl/bbl lodo) = –

OR 100

REDUCCIÓN DE LA RELACIÓN A/A USANDO SALMUERAA. Registrar el % en volumen de aceite de la retorta como % aceite.B. Registrar el % en volumen de agua de la retorta como % H2O.C. Registrar la relación de agua de la relación A/A deseada como OR.D. Determinar el % de agua en la salmuera (% H2O (salmuera)). Usar las tablas de

salmuera en las páginas 11.33 y 11.35. Tomar el número fraccionario de la columnatitulada “Agua (bbl)” y multiplicarlo por 100.

E. Calcular el volumen de salmuera a añadir:100 x % aceite (% aceite + % H2O)

Salmuera (bbl/bbl lodo) = –% H2O (salmuera) x OR % H2O (salmuera)

OBSERVACIÓN: La densidad del lodo cambiará si se aumenta o se reduce la relación A/A dellodo. La relación A/A no cambiará si se vuelve a densificar el lodo. Además, nótese que en loscálculos anteriores, los valores OR y WR deben cumplir con la siguiente ecuación: OR + WR = 100.

ANÁLISIS DE SÓLIDOS

Nomenclatura:

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MWt = Peso del lodo (lb/gal)OR = Relación de aceiteWR = Relación de aguaPeso salmuera = Peso de la salmuera (lb/gal)Ag = ml de AgNO3 (0,282N) por cm3 de lodo% H2O = % H2O de la retorta% aceite = % aceite de la retorta% Sólidos Cor. = % Sólidos Corregidos% LGS = % Sólidos de Baja Gravedad Específica (sólidos perforados +

VG-69)% HGS = % Sólidos de Alta Gravedad Específica (material densificante)% CaCl2 = % en peso de cloruro de calcioSGMATDENS = Gravedad Específica del material densificanteSGACEITE = Gravedad Específica del aceite

% aceite11) OR = x 100(% aceite + % H2O)12) WR = 100 – OR

Ag x 1,56513) % CaCl2 (wt) = x 100((Ag x 1,565) + % H2O)



CAPÍTULO

11

14) CaCl2 (lb/bbl lodo entero) = Ag x 5,4775

15) Peso de la salmuera (lb/gal) =8,34 x {1 + [8,09 x 10–3 x (% CaCl2)] + [4,095 x 10–5 x (% CaCl2)2] + …

[1,422 x 10–7 x (% CaCl2)3]}

16) SGBR = Peso de la salmuera ÷ 8,34

8,3417) % CaCl2 en volumen = – 1 x % H2O[((SGBR x 8,34)(100 – % CaCl2)) ]18) % Sólidos Cor. = 100 – % H2O – % aceite – % CaCl2 (vol)

19) % LGS =SGPESOMAT.

11SGACEITE[ 0,12 x % Sólidos Cor.]+[ 0,12 x % aceite ]+ [ Peso Salmuera x (% H

2O + % CaCl2 (vol))]-[MWt x 100]

(8,34 x SGPESOMAT) - 21,67

10) % HGS = % Sólidos Cor. – % LGS

11) LGS (lb/bbl) = 9,1 x % LGS

12) HGS (lb/bbl) = % HGS x SGMATDENS x 3,5

OBSERVACIÓN: Las ecuaciones 6 a 12 también aplican a fluidos que contienen cloruro desodio; sustituir los valores de CaCl2 por los valores de NaCl.

OBSERVACIÓN: El procedimiento API RP 13B-2 usa diferentes cálculos para algunas de lassiguientes situaciones. Referirse a la sección 7 del último RP 13B-2 para otros cálculos.

SISTEMAS DE UNA SAL

Si la fase de salmuera del lodo base aceite contiene una sola sal, sea CaCl2 o NaCl, entonceslas siguientes ecuaciones serán aplicables para determinar el porcentaje (%) en peso, lb/bbl,gravedad específica de la salmuera, mg/l, y ppm de la fase acuosa de la sal respectiva.También se incluyen los cloruros totales en la fase acuosa. Para los sistemas de sal, elporcentaje (%) en peso es el valor más común y más útil para realizar la conversión a variasotras concentraciones equivalentes.

Los cálculos de la salinidad de la salmuera requieren lo siguiente:% H2O = % H2O de la retortaAg = ml de AgNO3 0,282N por cm3 de lodo

A partir de estos datos, podemos calcular otros valores de concentración usando lassiguientes ecuaciones:A) Cloruro de calcio

(Suponiendo que todo el contenido de sal se compone de cloruro de calcio.)Ag x 1,565

1) % CaCl2 (peso) = x 100((Ag x 1,565) + % H20)2) CaCl2 (lb/bbl lodo entero) = Ag x 5,4775

Salinidad de la Salmuera

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11


3) SGBR = 1,000318525 + (8,0899459 x 10–3 x % CaCl2) + …(4,0944872 x 10–5 x [% CaCl2]2) + (1,4220309 x 10–7 x [% CaCl2]3)

4) Peso de la salmuera (lb/gal) = SGBR x 8,34

5) CaCl2 (mg/l) = 10.000 x % CaCl2 x SGBR

6) CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000

7) Cloruros (mg/l) = % CaCl2 x SGBR x 6.393

Ejemplo:% H2O = 10 Ag = 2 ml de AgNo3 0,282N por cm3 de lodo% CaCl2 (peso) = 23,84CaCl2 (lb/bbl lodo entero) = 11,0SG salmuera CaCl2 = 1,218Peso de la salmuera (lb/gal) = 10,16CaCl2 (mg/l) = 290.440CaCl2 (ppm) = 238.385Cloruros (mg/l) = 185.679

B) Cloruro de sodio(Suponiendo que todo el contenido de sal se compone de cloruro de sodio.)

Ag x 1,6491) % NaCl (peso) = x 100((Ag x 1,649) + % H20)2) NaCl (lb/bbl lodo entero) = Ag x 5,775

3) SGNaCl = 1,000002116 + (7,1014067 x 10–3 x % NaCl) + …(1,1917074 x 10–5 x [% NaCl]2) + (3,7654743 x 10–7 x [% NaCl]3)

4) Peso de la salmuera(lb/gal) = SGNaCl x 8,34

5) NaCl (mg/l) = 10,000 x % NaCl x SGNaCl

6) NaCl (ppm) = % NaCl x 10.000

7) Cloruros (mg/l) = % NaCl x SGNaCl x 6.065

Ejemplo:% H2O = 15Ag = 1,2 ml de AgNo3 0,282N por cm3 de lodo %NaCl (peso) = 11,65NaCl (lb/bbl lodo entero) = 6,93SG salmuera CaCl2 = 1,085Peso de la salmuera (lb/gal) = 9,05NaCl (mg/l) = 126.523NaCl (ppm) = 116.608Cloruros (mg/l) = 76.736

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CAPÍTULO

11

SISTEMAS DE DOS SALES (SAL BINARIA) (CaCl2/NaCl)Para determinar las cantidades exactas de cada sal presente en un sistema deemulsión que contiene cloruro de calcio y cloruro de sodio, el contenido decalcio debe ser valorado y se debe usar el cálculo especial descrito acontinuación. El procedimiento de prueba para el calcio de lodo entero en unlodo de emulsión está descrito en la sección sobre lodo base aceite del capítulosobre Pruebas.

Cálculo del contenido de calcioEl contenido de calcio puede ser determinado mediante la valoración del calcio enel lodo entero. Esto incluye el calcio de la cal y del cloruro de calcio:

4.000 (ml de EDTA 0,1m (Versenate Fuerte o equivalente)Calodo (mg/l) =

ml lodo valorado

OBSERVACIÓN: Determinación del calcio usando 8N NaOH y el Indicador Calcon.

CÁLCULOS DE SAL BINARIA (CaCl2/NaCl) Estos cálculos toman en consideración los efectos de la cal sobre la alcalinidad ydeterminan la cantidad, si la hay, de cloruro de sodio presente. Dos situacionespueden presentarse en el procedimiento y las ecuaciones descritas a continuación:Situación 1: El fluido no contiene ninguna cantidad medible de NaCl.Situación 2: NaCl presente en grandes cantidades.

Para la Situación 1, usar los cálculos de sal única descritos anteriormente parael cloruro de calcio. Para la Situación 2, usar el cálculo de sal binaria (dos sales)proporcionado a continuación:

“A” % CaCl2 (peso) (usando CaLODO and POM) = [CaLODO – (0,5 x POM)] x 11,1

x 100([(CaLODO – (0,5 x POM)) x 11,1] + (10 x % H2O))Ag x 1,565

“B” % CaCl2 (peso) (usando ClLODO) = x 100((Ag x 1,565) + % H20)Situación 1: Si A es mayor que B, entonces no hay ningún cloruro de sodio.

Usar los cálculos proporcionados anteriormente para los fluidos de sal única quecontienen cloruro de calcio.

Situación 2: Si A es menor que B, el cloruro de sodio está presente engrandes cantidades. Usar los siguientes cálculos

11) CaCl2 (lb/bbl) = (CaLODO x 3,885) – (1,95 x POM)

CaCl2 (lb/bbl) x 10012) % CaCl2 (peso) =

[CaCl2 (lb/bbl) + (% H2O x 3,5)]

13) SGCACL2 = 1,000318525 + (8,0899459 x 10–3 x % CaCl2) + (4,0944872 x 10–5 x [% CaCl2]2) + (1,4220309 x 10–7 x [% CaCl2]3)

14) CaCl2 (mg/l) = 10.000 x % CaCl2 x SGCACL2

15) CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000

16) Cl– de CaCl2 (mg/l) = % CaCl2 x SG CaCl2 x 6.393

Water-Base SystemsCHAPTER

10

Water-Base Systems 11.42 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

17) NaCl (lb/bbl) = (5.775 x ClLODO) – (1,054 x CaCl2 (lb/bbl))

NaCl (lb/bbl) x 10018) % NaCl (peso) =

[NaCl (lb/bbl) + (% H2O x 3,5)]

19) SGNACL = 1,000002116 + (7,1014067 x 10–3 x % NaCl) + …(1,1917074 x 10–5 x [% NaCl]2) + (3,7654743 x 10–7 x [% NaCl]3)

10) NaCl (mg/l) = 10.000 x % NaCl x SGNACL

11) NaCl (ppm) = % NaCl x 10.000

12) Cl– de NaCl (mg/l) = % NaCl x SGNACL x 6,065

13) Total de sales solubles (lb/bbl) = CaCl2 (lb/bbl) + NaCl (lb/bbl)

14) Salinidad de la fase acuosa mg/l) = Cl– (mg/l) de CaCl2 + Cl– (mg/l) de NaCl

OBSERVACIÓN: Si se está perforando una formación de sal con un lodo a base de clorurode calcio, la cantidad de cloruros solubles puede estar limitada, debido a la solubilidadmutua. La siguiente ecuación puede ser usada para determinar la cantidad de cloruros desodio en solución en un sistema de sal binaria que se compone de cloruro de calcio y clorurode sodio. Cualquier cantidad que no esté en solución será transportada en el sistema enforma de sólido. Ver también la Figura 3 del capítulo sobre Perforación de Sales.% NaCl (peso) soluble máximo = 26,1 – (0,87534 x % CaCl2) – …

(0,00052 x (% CaCl2)2) + (0,000157 x (CaCl2)3)

El API ha establecido un procedimiento especial para los cálculos de sal binaria, elcual supone un procedimiento iterativo. Este procedimiento está incluido en API RP13B-2, Apéndice E.

Sistemas Base Aceite

Sistemas Base Aceite 12.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

12

Este capítulo cubre los aspectosespecíficos de los sistemas base aceiteVERSA. Éstos son sistemas no acuosos,según la descripción generalproporcionada en el capítulo sobreEmulsiones No Acuosas. El aceitecontenido en estos sistemas funcionacomo una fase externa continua deun lodo de emulsión de agua enaceite (inversa). El nombre de lossistemas VERSA depende del aceitebase usado y de la aplicación especial(función). Los sistemas primarios sonlos siguientes:

Otros nombres VERSA son usados devez en cuando para aceites basenuevos o especiales. Cualquiera quesea el aceite base, estos sistemas usanfrecuentemente los mismos aditivos yformulaciones similares. Aunque lamayoría de los sistemas VERSA usenproductos de la línea de productosVERSA, algunos pueden usar aditivosde la línea de productos NOVA, segúnel aceite base y los controles yreglamentos ambientales.

TRUCORE™ y un sistema VERSAmejorado reológicamente son dossistemas de aplicación especial. Cadauno de estos sistemas puede serformulado con cualquier aceite base.Los sistemas VERSA mejoradosreológicamente tienen una altaViscosidad a Muy Baja Velocidad deCorte (LSRV) y están formulados parala perforación de pozos de altoángulo y horizontales. Los sistemasTRUCORE™ son fluidos 100% aceitepara la extracción de núcleos queestán diseñados para minimizar loscambios producidos en el núcleo.

Los sistemas VERSA difieren de lossistemas NOVA en los tipos de líquidosbase usados. Los aceites base de lossistemas VERSA se originan o sondifíciles de distinguir de los aceitesrefinados a partir del crudo. Loslíquidos base de los sistemas NOVAson materiales sintéticos y son másfáciles de distinguir de los aceitesrefinados a partir del crudo.

Cualquiera que sea el nombre delsistema, dos categorías generalespueden ser aplicadas a todos lossistemas VERSA:1. Convencional. Los sistemas VERSA

convencionales usan normalmenteel emulsificante VERSAMUL® y elagente humectante VERSACOAT® enla formulación, tienen bajas tasasde filtración y usan cal para formarjabones a base de calcio. Éstas sonemulsiones “fuertes” y muyestables que tienen un filtrado API(100 psi) nulo. En general tienenuna estabilidad eléctrica alta y unfiltrado de Alta Temperatura, AltaPresión (ATAP) controlado demenos de 10 cm3 a 500 psi y300ºF, sin agua en el filtrado.

2. Filtrado relajado. Los sistemasVERSA de filtrado relajado usannormalmente VERSACOAT comoemulsificante y VERSAWET® comoagente humectante en laformulación, tienen altas tasas defiltración y se basan en la químicade “agente tensioactivo” paraformar la emulsión (no requierencal para formar jabones de calcio).Éstas son emulsiones ligeramentemenos estables, usadasintencionalmente con filtradosATAP más altos que los lodosconvencionales de emulsióninversa. Es normal que estasemulsiones tengan un poco deagua en el filtrado ATAP. Tambiénpueden tener un filtrado API (100psi) medible. Las emulsiones sondébiles y la estabilidad eléctricaserá más baja que la de los lodosconvencionales de emulsióninversa. Los sistemas de filtradorelajado normalmente nocontienen aditivos de control defiltrado. Los sistemas de filtradorelajado están diseñados para serrentables y aumentar lasvelocidades de penetración.OBSERVACIÓN: Un sistema defiltrado relajado puede ser fácilmenteconvertido en un sistemaconvencional, pero un sistemaconvencional no puede ser convertidoen un sistema relajado.

Introducción

Nombre del Sistema Aceite Base

VERSADRIL® Aceite diesel

VERSACLEAN® Aceite mineral

Los sistemasVERSA difierende lossistemasNOVA en lostipos delíquidos baseusados.

Sistemas Base Aceite CAPÍTULO

12


Los sistemas VERSA son lodos baseaceite de emulsión inversa que puedenser formulados y diseñados parasatisfacer una amplia gama deaplicaciones y requisitos. Lasdescripciones y formulaciones desistemas proporcionadas acontinuación son presentadas comobase y guía para la amplia gama defluidos que pueden ser obtenidos conla línea de productos base aceite VERSA.

SISTEMAS VERSA CONVENCIONALESLos sistemas VERSA convencionalesson fluidos de perforación base aceitede emulsión inversa, térmicamenteestables y emulsionados de maneramuy estable. Los sistemasconvencionales pueden serformulados para cualquier aplicaciónde lodo base aceite. (Debido al grannúmero de aceites base disponibles,algunas áreas usan nombres desistema especiales. Ocasionalmente, elnombre del aceite base usará elnombre del sistema, seguido por unsufijo “B”, tal como ECOGREENTM B.)

VERSAMUL es el emulsificanteprimario para los sistemas VERSAconvencionales. VERSAMUL debereaccionar con cal para formar unjabón de calcio que actuará comoemulsificante. El sistema debepermanecer alcalino en todomomento para funcionarcorrectamente. Una libra de caldebería ser añadida al sistema porcada libra de VERSAMUL añadida. Seagregará más cal según lasnecesidades para mantener 3 lb/bblde exceso de cal en el sistema. (En elMar del Norte y otras regiones, se usaun producto similar, el VERSAVERTTM PE.El sufijo “P” indica que se trata delemulsificante “primario”.)

VERSACOAT es el agente humectanteprimario para los sistemas VERSAconvencionales y proporciona laemulsificación secundaria. (En el Mardel Norte y otras regiones, se usa un

producto similar en las formulaciones,el VERSAVERTTM SE, en vez delVERSACOAT. El sufijo “S” indica que setrata del emulsificante “secundario”.)

Se usa la arcilla organofílica VG-69®

para viscosificar el fluido parasuspender el material densificante yproporcionar esfuerzos de gel. Otrasarcillas organofílicas estándisponibles, incluyendo VG-PLUS™,VG-HT™ y otras, según la formulacióny los requisitos. Si se requiere másviscosidad, se puede usar VERSAMOD™ oHRP®.

La salmuera de cloruro de calciosuele ser usada como fase interna dela emulsión inversa. La cantidad desalmuera, o Relación Aceite:Agua(A/A), afectará las propiedades y laformulación. Se puede usar cualquierconcentración de cloruro de calciohasta 38% en peso.

Los sistemas VERSA tienengeneralmente un filtradosuficientemente bajo con laformulación básica. Sin embargo, si serequiere un filtrado ultra-bajo,VERSATROL® es el aditivo de control defiltración preferido. Se puede usarVERSALIG® si no se permite usar asfaltoo gilsonita. Pruebas piloto deberíanser realizadas para determinar lacantidad exacta de VERSATROL® oVERSALIG® que debe ser usada en unaformulación determinada.

Cuando se mezcla un sistemaconvencional, se recomienda usar elsiguiente orden de adición:1. Aceite.2. Arcilla organofílica (VG-69).3. HRP o VERSAMOD.4. Cal.5. VERSAMUL®.6. VERSACOAT (dejar mezclar por 20

minutos).7. Salmuera CaCl2 (añadir

lentamente).8. Material densificante.9. VERSATROL (dejar mezclar durante 30

a 60 minutos).

Sistemas

Los sistemasVERSA sonlodos baseaceite deemulsióninversa quepueden serformulados...

VERSAMUL es elemulsificanteprimario paralos sistemasVERSA

convencionales



CAPÍTULO

12

OBSERVACIÓN: 1 lb/bbl es igual a 2,85 kg/cm3.

Tabla 1: Sistema convencional – formulaciones de barita.

Relación Aceite:Agua → 70:30 80:20 90:10

VERSAMUL (lb/bbl) 6 - 8 8 - 10 8 - 10

VERSACOAT (lb/bbl) 1 - 2 1 - 2 2 - 3

Cal (lb/bbl) 6 - 8 8 - 10 8 - 10

VG-69 (lb/bbl) 2 - 4 2 - 3 1 - 1.5

VERSATROL (lb/bbl) (si se requiere) 4 - 6 6 - 8 8 - 10

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 M-I BAR®

Aceite:Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

8,5 0,625 0,265 32,6 22,7

70:309 0,613 0,259 31,9 49,7

10 0,588 0,249 30,6 103,8

11 0,563 0,235 29,3 157,8

12 0,609 0,150 18,5 226,3

80:2013 0,581 0,143 17,7 279,6

14 0,552 0,136 16,8 332,9

15 0,524 0,129 15,9 386,2

16 0,555 0,061 7,5 451,9

90:10 17 0,523 0,057 7,1 504,4

18 0,491 0,054 6,6 557,1

CÁLCULO DE HRP/VG-69Calcular la cantidad reducida de VG-69multiplicando la cantidad de VG-69 indicadaen la tabla anterior por 0,80:

VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0,80

Calcular la cantidad de HRP multiplicando lacantidad de VG-69 indicada en la tablaanterior por 0,40:

HRP = VG-69 (lb/bbl) x 0,40

Ejemplo:Relación aceite:agua 70:30VG-69 (lb/bbl) 4 (de la tabla anterior)

Nuevo VG-69 (lb/bbl) = 4 x 0,80 = 3,2HRP (lb/bbl) = 4 x 0,40 = 1,6

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TABLAS DE FORMULACIÓN DEL SISTEMA VERSA CONVENCIONAL

(35% EN PESO DE SALMUERA CACL2: PUREZA DE SAL DE 96%)


Tabla 2: Sistema convencional – formulaciones de FER-OX.

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 FER-OX®


8,5 0,627 0,265 32,7 21,1

9 0,617 0,261 32,1 46,8

70:3010 0,597 0,252 31,1 98,3

11 0,578 0,244 30,1 149,7

12 0,558 0,236 29,1 201,2

13 0,538 0,228 28,0 252,6

14 0,588 0,145 17,9 316,6

80:20 15 0,566 0,140 17,2 367,5

16 0,544 0,134 16,5 418,4

90:1017 0,584 0,064 7,9 482,3

18 0,558 0,061 7,5 532,7

(OBSERVACIÓN: Se puede necesitar HRP o VERSAMOD para aumentar la viscosidad y los esfuerzos degel, según el aceite base usado. HRP es especialmente aplicable antes de transportar los lodos al equipo deperforación. Usar el cálculo proporcionado a continuación para determinar la cantidad de HRP y ajustarla cantidad de VG-69.)


VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0,80




Nuevo VG-69 (lb/bbl) = 10 x 0,80 = 8HRP (lb/bbl) = 10 x 0,40 = 4


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SISTEMAS VERSA DE FILTRADO RELAJADOLos sistemas VERSA relajados son

fluidos emulsionados de maneramenos estable, resultando en unfiltrado más alto que ayuda amaximizar las velocidades depenetración. Estos sistemaseconómicos combinan laspropiedades inhibidoras que soninherentes a los fluidos de perforaciónbase aceite, con altas velocidades depenetración.

Los sistemas VERSA de filtradorelajado usan VERSACOAT comoemulsificante primario, VERSAWETcomo agente humectante y VG-69 yHRP como viscosificadores y agentesgelificantes. La salmuera de cloruro decalcio (CaCl2) a 25% en peso

constituye normalmente la faseinterna, pero se puede usar cualquierporcentaje en peso deseado hasta38%. En general no se usa ningúnaditivo de filtrado en los sistemasrelajados.

Cuando se mezcla un sistemarelajado, se recomienda usar elsiguiente orden de adición:1. Aceite.2. Arcilla organofílica (VG-69).3. HRP o VERSAMOD.4. VERSACOAT.5. VERSAWET.6. Cal (mezclar durante 20 minutos).7. Salmuera CaCl2 (añadir

lentamente).8. Material densificante (mezclar

durante 30 a 60 minutos).

TABLA DE FORMULACIÓN DE BARITA DEL SISTEMA VERSA RELAJADO(25% EN PESO DE SALMUERA CaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)

Relación Aceite:Agua → 75:25 80:20 85:15 90:10VERSACOAT (lb/bbl) 2 - 3 3 - 4 4 - 5 5 - 6VERSAWET (lb/bbl) 1 - 2 2 - 3 2 - 3 3 - 4VG-69 (lb/bbl) 8 - 10 6 - 8 6 - 8 4 - 6Cal (lb/bbl) 1 - 2 1 - 2 1 - 2 1 - 2

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 M-I BARAceite:Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

75:258,5 0,703 0,231 28,5 21,59 0,690 0,227 27,9 49,0

10 0,703 0,173 21,4 111,7

80:2011 0,675 0,166 20,5 166,112 0,646 0,159 19,6 220,513 0,617 0,152 18,8 274,9

85:1514 0,622 0,108 13,3 335,815 0,591 0,103 12,7 389,916 0,590 0,065 8,0 449,8

90:10 17 0,558 0,061 7,5 503,518 0,526 0,058 7,1 557,3


Tabla 4: Sistemas relajados – formulaciones de barita.(OBSERVACIÓN: Se puede necesitar HRP o Versamod para aumentar la viscosidad y los esfuerzos de

gel, según el aceite base usado. HRP es especialmente aplicable antes de transportar los lodos al equipo deperforación. Usar el cálculo proporcionado a continuación para determinar la cantidad de HRP y ajustarla cantidad de VG-69.)

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Tabla 5: Sistemas relajados – formulaciones de FER-OX.

Relación Aceite:Agua → 70:30 80:20

VERSACOAT (lb/bbl) 3 - 8 2 - 6

VERSAWET (lb/bbl) 1 - 2 2 - 3

VG-69 (lb/bbl) 2 - 10* 2 - 8*

Cal (lb/bbl) 2 - 4 2 - 4

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 VG-69 FER-OX

Aceite:Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

8,5 0,653 0,276 34,0 8 - 10 12,6

9 0,643 0,272 33,5 6 - 8 39,0

70:3010 0,624 0,264 32,5 6 - 8 91,9

11 0,605 0,255 31,5 4 - 6 144,9

12 0,585 0,247 30,5 4 - 6 197,8

13 0,566 0,239 29,5 2 - 4 250,7

14 0,621 0,153 18,9 6 - 8 313,0

15 0,599 0,148 18,2 6 - 8 364,9

80:20 16 0,577 0,142 17,5 4 - 6 416,8

17 0,555 0,137 16,8 4 - 6 468,7

18 0,532 0,131 16,2 2 - 4 520,6

*Ver los pesos de lodo específicos proporcionados a continuación

TABLA DE FORMULACIÓN DE FER-OX DEL SISTEMA VERSA RELAJADO(25% EN PESO DE SALMUERA CaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)

(OBSERVACIÓN: Se puede necesitar HRP o Versamod para aumentar la viscosidad y los esfuerzos degel, según el aceite base usado. HRP es especialmente aplicable antes de transportar los lodos al equipo deperforación. Usar el cálculo proporcionado a continuación para determinar la cantidad de HRP y ajustarla cantidad de VG-69.)


VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0,80




Nuevo VG-69 (lb/bbl) = 8 x 0,80 = 6,4HRP (lb/bbl) = 8 x 0,40 = 3,2


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Los sistemasVERSA

mejoradosreológica-menteutilizanaltasviscosidadesa muy bajavelocidad decorte...

Al diseñar unsistema VERSA

mejoradoreológica-mente serequiere unmedidor VG(viscosímetro)de seisvelocidadespara verificarlaspropiedadesreológicas.

SISTEMAS VERSA MEJORADOSREOLÓGICAMENTE

Los sistemas VERSA mejoradosreológicamente utilizan altasviscosidades a muy baja velocidad decorte (LSRV) para mejorar la limpiezadel pozo en los pozos de alto ángulo.El tratamiento con un modificadorreológico de LSRV aumentará la LSRVen cualquier sistema VERSA. Estossistemas pueden ser un sistemaconvencional o un sistema de filtradorelajado. Se puede usar VERSAMOD oHRP para modificar la LSRV de lossistemas VERSA convencionales. Sinembargo, se recomienda usarsolamente HRP para modificar laLSRV de los sistemas Versa de filtradorelajado. OBSERVACIÓN: VERSAMOD noes usado en los sistemas relajados porquerequiere un alto contenido de cal para sereficaz, y estos sistemas normalmente nousan un alto contenido de cal.

VERSAMOD es un agente gelificanteorgánico que aumenta la LSRV y losesfuerzos de gel, teniendo muy pocoefecto sobre las viscosidades a altavelocidad de corte. El mayorcontenido de agua (A/A más baja)mejora el rendimiento de VERSAMOD, yla concentración necesaria para lograrel efecto deseado es más baja.También se requiere la adición de unalibra de cal por cada libra deVERSAMOD usado para lograr el efectodeseado. Se debe someter VERSAMOD acondiciones de alto esfuerzo de corteo altas temperaturas para que puedaproducir su efecto máximo. Como lamayoría de las plantas de lodo líquidono tienen la capacidad de someterVERSAMOD a condiciones que permitanactivarlo totalmente, será necesariotomar precauciones para evitar elsobretratamiento al mezclar VERSAMOD

u otros aditivos de ácido graso en unaplanta de lodo. Una vez en el equipode perforación, estos aditivosaumentarán fácilmente la viscosidad

al ser sometidos al esfuerzo de corte através de la barrena y al ser expuestosa las temperaturas, produciendopropiedades reológicas excesivas encaso de sobretratamiento.

HRP es el viscosificador preferidopara aumentar la reología con el finde suspender el material densificanteantes de enviar el lodo hacia elequipo de perforación. Este productoaumenta la viscosidad mejor en laplanta de lodo y producirá unaviscosidad más estable a medida queel sistema circula en el pozo. HRP esun agente gelificante de poliamidaque aumenta el punto cedente y losesfuerzos de gel, produciendo efectosmínimos sobre la viscosidad plástica.A diferencia de VERSAMOD, el cualactúa con la fase de aguaemulsionada, HRP requiere y actúasobre los sólidos activos (arcillaorganofílica o sólidos perforados) paraviscosificar un fluido.

Al diseñar un sistema VERSA

mejorado reológicamente, se requiereun medidor VG (viscosímetro) de seisvelocidades para verificar laspropiedades reológicas. Las Tablas 6 y7 son tablas de formulación para lossistemas VERSA mejoradosreológicamente convencionales. Cuando se mezcla un sistema VERSA

mejorado reológicamente, serecomienda usar el siguiente orden deadición:1. Aceite.2. Arcilla organofílica (VG-69).3. Cal.4. VERSAMOD o HRP.5. VERSAMUL.6. VERCACOAT (dejar mezclar por 20

minutos).7. Salmuera CaCl2 (añadir

lentamente).8. Material densificante.9. VERSATROL (dejar mezclar durante 30

a 60 minutos).



CAPÍTULO

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*En general, con pesos de lodo más altos, puede ser ventajoso usar una combinación de HRP y Versamod en la planta de lodo para evitar unaviscosidad excesiva una vez que el fluido ha sido desplazado y circulado.


Tabla 6: Sistema VERSA mejorado reológicamente – formulaciones de barita.

Relación Aceite:Agua → 60:40 70:30 80:20

VERSAMUL (lb/bbl) 6 - 8 5 - 7 4 - 6

VERSACOAT (lb/bbl) 0 0 - 1 0 - 1

Cal (lb/bbl) 8 - 10 8 - 10 8 - 10

VG-69 (lb/bbl) 1 - 3 1 - 3 1 - 3

VERSATROL (lb/bbl) 0 - 4 2 - 5 3 - 6

VERSAMOD* (lb/bbl) 1 - 2 2 - 4 3 - 5

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 M-I BAR


8,5 0,549 0,361 44,6 10,0

60:409 0,539 0,354 43,7 37,4

10 0,517 0,340 41,9 92,2

11 0,496 0,324 40,2 147,0

12 0,550 0,233 28,7 217,9

70:30 13 0,525 0,222 27,4 272,0

14 0,500 0,211 26,0 326,0

80:2015* 0,535 0,132 16,3 393,9

16* 0,506 0,125 15,4 447,2

*En general, con pesos de lodo más altos, puede ser ventajoso usar una combinación de HRP y Versamod en la planta de lodo para evitar unaviscosidad excesiva una vez que el fluido ha sido desplazado y circulado.

OBSERVACIÓN: 1 lb/bbl es igual a 2,85 kg/cm3

Tabla 7: Sistema VERSA mejorado reológicamente – formulaciones de Fer-Ox®.

Relación Peso del Lodo Aceite Agua CaCl2 FER-OX


8,5 0,551 0,362 44,6 9,5

60:409,0 0,542 0,356 43,9 35,5

10 0,525 0,345 42,6 87,5

11 0,508 0,334 41,2 139,5

12 0,572 0,242 29,8 207,4

70:30 13 0,552 0,233 28,8 258,9

14 0,533 0,225 27,7 310,3

80:2015* 0,580 0,143 17,6 376,0

16* 0,557 0,137 16,9 426,9

TABLAS DE FORMULACIÓN DEL SISTEMA VERSA MEJORADO REOLÓGICAMENTE(25% EN PESO DE SALMUERA CaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)


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Los sistemasTRUCORE™ sonsistemas100% baseaceite o conun contenidode aguamínimo.

Los bajosvalores ATAPson muybuenosindicadoresde lacapacidadque un fluidode extracciónde núcleostiene paraminimizar lainvasión defluido.

SISTEMAS TRUCORE™

Los sistemas TRUCORE™ son sistemas100% base aceite o con un contenido deagua mínimo. Estos sistemas songeneralmente usados para lasoperaciones de extracción de núcleosdonde se desea evitar la invasión delfluido de perforación que contiene aguaemulsionada o cambios de lahumectabilidad causados por altasconcentraciones de emulsificantes yagentes humectantes. Los sistemasTRUCORE™ pueden ser formulados a partirde cualquier aceite base, usando variosmétodos.

Con estos sistemas 100% aceite, lodifícil es obtener una viscosidadadecuada, al igual que con los primeroslodos base aceite. Una solución consisteen usar una concentración muy alta, 15a 30 lb/bbl, de aditivos asfálticos comoVERSATROL o STABIL HOLE®. Otro métodoconsiste en usar la combinación de HRPcon una arcilla organofílica y unacantidad menor de VERSATROL. Un tercermétodo usa la combinación de asfalto,arcilla organofílica y un polímeroviscosificador de aceite. Existe un grannúmero de polímeros de este tipo, loscuales requieren pruebas pilotoespecíficas para identificar unaformulación apropiada. Losviscosificadores poliméricos pueden serusados para mejorar aún más laviscosidad del sistema TRUCORE™ básico.Cualquiera que sea la formulaciónusada, los sistemas TRUCORE™ aumentansu viscosidad cuando se usan arcillasorganofílicas especiales de altorendimiento tales como VG-HT oVERSAVERT VIS.

Estos sistemas pueden ser formuladoscon cantidades mínimas deemulsificante y agente humectante, yaque no contienen agua adicional.Además, la selección de unemulsificante y agente humectante esmenos importante. De hecho, laselección de un emulsificante y agentehumectante potente (como VERSAMUL yVERSAWET, los cuales son generalmenteusados en otros sistemas base aceite)

puede ser perjudicial porque estosproductos pueden cambiar lahumectabilidad. Los sistemas pueden serfácilmente formulados con sólo 1 lb/bblde VERSAMOD y 1 lb/bbl de VERSACOAT, demanera que la humectabilidad delnúcleo sea menos afectada. Aunque nose agregue agua al sistema, éste suelecaptar agua de los tanques durante eldesplazamiento y la perforación; por lotanto, el contenido de agua efectivo estácomprendido en el rango de 3 a 5%.

Los valores ATAP bajos son muybuenos indicadores de la capacidad queun fluido de extracción de núcleos tienepara minimizar la invasión de fluido.Los valores ATAP bajos representan unade las ventajas obtenidas al usar una altaconcentración de VERSATROL. Los agentespuenteantes son sumamenteimportantes para minimizar la invasióndel núcleo, además de los valores ATAPbajos. La barita y el carbonato de calciomolido (como LO-WATE™ o SAFE-CARB®)son excelentes agentes puenteantes. Lacantidad y la granulometría del agentepuenteante son importantes. Comoregla general, para iniciar el puenteo senecesita 15 a 30 lb/bbl de agentepuenteante con un tamaño de partículamediano comprendido entre la mitad yun tercio del diámetro de garganta delporo más grande. La Tabla 8proporciona las formulaciones deTRUCORE™ usando LO-WATE (carbonato decalcio) como agente puenteante y M-IBAR para la densidad.

Cuando se mezcla un sistemaTRUCORE™, se recomienda usar elsiguiente orden de adición:1. Aceite.2. Arcilla organofílica de alto

rendimiento tal como TRUVIS™.3. HRP™.4. Cal.5. Emulsificante o agente humectante:

VERSACOAT®, VERSAMOD™, VERSAWET®,VERSAMUL®, etc. (mezclar durante 20minutos).

6. VERSATROL® (mezclar durante 30 a 60minutos).

7. Materiales densificantes.



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*TRUVISTM o arcilla organofílica de alto rendimiento similar.**Se recomienda 1 lb/bbl VERSACOAT y 1 lb/bbl VERSAMOD.OBSERVACIÓN: 1 lb/bbl es igual a 2,85 kg/cm3.

Tabla 8: Formulaciones genéricas de TRUCORETM.

Emulsificante Peso Arcilla y Agente

del Lodo Aceite organofílica* HRP Humectante** Cal LO-WATE VERSATROL M-I BAR

(lb/gal) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

7,5 0,91 11,4 3,8 2 - 4 1 - 2 16,3 16,3 9

8,0 0,89 11,0 3,7 2 - 4 1 - 2 16,0 16,0 35

9,0 0,86 10,2 3,4 2 - 4 1 - 2 15,5 15,5 88

10,0 0,83 9,4 3,1 2 - 4 1 - 2 15,0 15,0 141

11,0 0,79 8,6 2,9 2 - 4 1 - 2 14,5 14,5 194

12,0 0,76 7,8 2,6 2 - 4 1 - 2 14,0 14,0 247

13,0 0,73 7,0 2,3 2 - 4 1 - 2 13,5 13,5 300

14,0 0,70 6,2 2,1 2 - 4 1 - 2 13,0 13,0 353

15,0 0,66 5,4 1,8 2 - 4 1 - 2 12,5 12,5 406

16,0 0,63 4,6 1,5 2 - 4 1 - 2 12,0 12,0 459

17,0 0,60 3,8 1,3 2 - 4 1 - 2 11,5 11,5 512

18,0 0,57 3,0 1,0 2 - 4 1 - 2 11,0 11,0 565

Tabla de Formulación del Sistema TRUCORETM

LO-WATE y M-I BAR


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Productos_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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ACEITES BASEEsta sección describe las propiedadestípicas de algunos aceites base usadospara los sistemas VERSA que estánindicados en la Tabla 9.

La composición del aceite dieselpuede variar de un refinador a otro,pero se puede usar la mayoría delaceite diesel de calidad nº 2 en loslodos base aceite sin requerir cambiosen las formulaciones del lodo.Algunos refinadores agreganrebajadores de punto de fluidez a suaceite diesel en los climas fríos (ycambian las calidades que venden)durante los meses de invierno. Estopuede afectar el rendimiento de losaditivos de lodo. El aceite dieseldebería ser sometido a una pruebapiloto cuando se anticipa algúnproblema de este tipo.

Los aceites minerales tienencomposiciones y propiedades muyvariables según el crudo, el proceso derefinación y el “corte”. Las propiedadesdel aceite mineral de una compañíason generalmente uniformes, pero laspropiedades de los aceites minerales de

diferentes compañías son muyvariables. Un método usado paracomparar los aceites minerales es elcontenido aromático. Existen variosmétodos para medir y reportar elcontenido aromático de los aceites.

Una de las normas propuestas es elcontenido de HidrocarburosAromáticos Policíclicos (opolinucleares) (PAH) reportado comofenantreno. Estos valores aromáticos defenantreno son aproximadamente 1/10de los valores normales por reportar, esdecir mucho menos que los valoresusados normalmente para expresar elcontenido aromático. Usando estamedida de PAH, los aceites mineralesestándar, como los que se usan en lossistemas VERSACLEAN, contienen ~0,35%PAH como fenantreno.

Los sistemas de toxicidad ultra-bajacomo el sistema VERSAVERT usan aceiteminerales base que pueden serclasificados como Aceites MineralesMejorados (EMO). Éstos son materialesmuy purificados que tienen uncontenido de PAH más bajo. Unanorma propuesta para los EMOs es quetengan un contenido de PAH deaproximadamente 0,001% comofenantreno.

ADITIVOSVERSAMUL es una mezcla deemulsificantes líquidos, agenteshumectantes, gelificantes y agentesestabilizadores de fluidos. Se usacomo emulsificante primario en lossistemas VERSA convencionales ypuede ser usado frecuentementecomo el único producto necesariopara formar la emulsión básica deaceite en agua. VERSAMUL reaccionacon la cal para forma jabón de calcio.Este jabón de calcio actúa comoemulsificante en los sistemasconvencionales de bajo filtradoemulsionados de manera muy estable.Las formulaciones iniciales delsistema requieren de 4 a 10 lb/bbl(11,4 a 28,5 kg/m3), según laspropiedades deseadas y otroscomponentes en el sistema. Para queVERSAMUL sea eficaz, se debe añadiruna libra de cal por cada libra deproducto. Un exceso de cal de 3lb/bbl debe ser mantenido. VERSAMULforma una emulsión extremadamente

Sistema VERSADRIL VERSACLEAN

Aceite base Aceite diesel nº 2 Aceite mineralDensidad (SG) 0,83 - 0,86 0,80 - 0,86Viscosidad

(cSt* a 106°F) 3 - 4 2 - 3Punto de inflamación (°F) 150 (130 min.) 212 (150 min.)Punto de fluidez (°F) 14 -0,4Punto de anilina (°F) 149 (135 min.) 169 (150 min.)Aromáticos (unidades normales por reportar) 18 - 30% 1 - 15

Aromáticos PAH (como fenantreno) ~3% ~0,35%

*cSt = centistokes.

Tabla 9: Propiedades típicas del aceite base.



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estable y permanece estable a altastemperaturas.

El agente tensioactivo VERSACOAT esun aditivo líquido multifuncionalusado como agente humectante en lossistemas VERSA convencionales y comoemulsificante primario en los sistemasVERSA relajados. Las ventajas secundariasofrecidas por VERSACOAT incluyen unamejor estabilidad térmica y un mejorcontrol de filtración ATAP. El productoes eficaz sobre una amplia gama detemperaturas y en presencia decontaminantes. VERSACOAT tambiénreduce los efectos perjudiciales de lacontaminación por agua. Lasformulaciones iniciales del sistemarequieren de 1 a 8 lb/bbl (2,85 a 22,8kg/m3), según las propiedades deseadasy los otros componentes en el sistema.Este material a base de poliamida es unaditivo versátil y económico.

El agente tensioactivo VERSAWET® esun líquido concentrado y potenteagente de humectación por aceite quese usa en los sistemas de filtradorelajado donde el exceso de cal esinferior a 2 lb/bbl. Se trata de unexcelente agente humectante que esespecialmente eficaz en los sistemas queusan FER-OX (hematita) difícil dehumectar. Las formulaciones inicialesdel sistema requieren 1 a 4 lb/bbl deVERSAWET® (2,85 a 11,4 kg/m3). Tambiénes eficaz para humectar por aceite labarita y los sólidos perforados, y parareducir los efectos perjudiciales de lacontaminación de agua. VERSAWET® esun diluyente y agente humectante delodo base aceite a baja alcalinidad, peroactúa más bien como un emulsificantecuando la alcalinidad es alta. Elsobretratamiento con VERSAWET® diluiráel lodo cuando la alcalinidad es baja ylo viscosificará cuando la alcalinidad esalta.

La arcilla organofílica VG-69 es elviscosificante primario y agentegelificante que se usa en la mayoría delos sistemas base aceite. VG-69 es unabentonita tratada con aminas queproduce viscosidad y estructura de gelpara aumentar la capacidad detransporte y las propiedades desuspensión, proporcionando lasustentación de los materialesdensificantes y mejorando la remoción

de los recortes. VG-69 tambiéncontribuye a la formación del revoque yal control de filtración. Lasconcentraciones típicas varían de 2 a 10lb/bbl (5,7 a 28,5 kg/m3). Según el aceitebase, mayores concentraciones de VG-69 pueden ser necesarias para obtenerlas mismas propiedades reológicas queun lodo base aceite diesel comparable.Además, VG-69 no aumenta laviscosidad tan rápidamente en algunosaceites base y durante la mezcla denuevos fluidos en las plantas de lodo.Evitar el sobretratamiento, porque VG-69 aumentará totalmente la viscosidadal ser expuesto al esfuerzo de corte y ala temperatura en el pozo. El agua actúacomo activador polar en estos sistemasy el rendimiento de VG-69 es mejoradopor relaciones de aceite a agua másbajas (contenido de agua más alto).

La arcilla organofílica VG-PLUS es unviscosificador y aditivo gelificantemejorado para todos los fluidos noacuosos, incluyendo los sistemas NOVAbase sintético y los sistemas VERSA baseaceite. VG-PLUS es una bentonita tratadacon aminas que mejora la capacidad detransporte, el esfuerzo de gel y lasuspensión del material densificante.También ayudará a mejorar la calidaddel revoque y el control de filtración.VG-PLUS tiene una aplicación particularen las plantas de mezcla y durante lapreparación de fluidos nuevos, paraaumentar la viscosidad de los fluidosque no han sido expuestos al esfuerzode corte y a la temperatura. Lasconcentraciones típicas varían de 2 a 10lb/bbl (5,7 a 28,5 kg/m3). El agua actúacomo activador polar en estos sistemasy el rendimiento de VG-PLUS esmejorado por las relaciones de aceite aagua más bajas (contenido de agua másalto).

La arcilla organofílica VG-HT es unviscosificante y agente gelificante deprimera calidad que se usa en lossistemas VERSA base aceite/seudoaceite ylos sistemas NOVA base sintéticoexpuestos a altas temperaturas. Estahectorita de alta calidad tratada conaminas se usa para aumentar lacapacidad de transporte y laspropiedades de suspensión,proporcionando la sustentación de losmateriales densificantes y mejorando la

VERSACOAT

tambiénreduce losefectosperjudicialesde lacontaminaciónpor agua.


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Se debe usarCaCl2granular oen polvo envez deescamas opíldoras...

La cal vivaes unproductoquímico muyreactivo y nodebería serusada ensituacionesdondepudieraentrar encontacto conel agua…

remoción de los recortes en los pozosde altas temperaturas. VG-HT tambiéncontribuye a la formación del revoque yal control de filtración. Lasconcentraciones típicas varían de 2 a 10lb/bbl (5,7 a 28,5 kg/m3). El agua actúacomo activador polar en estos sistemasy el rendimiento de VG-HT es mejoradopor relaciones de aceite a agua másbajas (contenido de agua más alto).

La sal de cloruro de calcio (CaCl2) esusada en la mayoría de los sistemas delodo base aceite para reducir la actividad(AW) del lodo para la inhibición delutita. Se prefiere el cloruro de calciogranular o en polvo de alta pureza(pureza de 95 a 98%) a los productos decalidad técnica (pureza de 77 a 80%) oescamosos. Se debe identificar la calidaddel CaCl2 que se está usando durante lapreparación de los sistemas VERSADRIL yVERSACLEAN. Se debe usar CaCl2 granularo en polvo en vez de escamas o píldoras,especialmente cuando se agrega a unlodo existente. La salmuera básica decloruro de calcio de 11,6 lb/bbl usadapara rehabilitaciones y terminacionespuede ser diluida y usada en vez de losmateriales en sacos. Ver la tabla de salcorrespondiente para la correlación deactividad vs. porcentaje en peso de sal,en el capítulo sobre Emulsiones NoAcuosas.

Se usa cal (cal hidratada o apagada –Ca(OH)2) en todos los sistemas baseaceite para control de alcalinidad, con elfin de aumentar la POM y mantener unexceso de cal. En los sistemasconvencionales, se usa cal enconcentraciones más altas como fuentede calcio para formar jabones de calciocon los emulsificantes primarios. Entodos los sistemas de lodo base aceite, lacal es usada como fuente de alcalinidadcuando se perforan gases ácidos (CO2 yH2S).

La cal viva (CaO) puede ser usadaocasionalmente como fuente de calcio yalcalinidad en los lodos base aceite. Enambientes húmedos o mojados(lluviosos), la cal hidratada deberíausarse en vez de la cal viva. En lossistemas convencionales, la cal vivareacciona con los emulsificantes paraformar jabones de calcio. La cal vivareacciona con el agua para desprendercalor y formar hidróxido de calcio (cal,Ca(OH)2). El desprendimiento de calorpuede ser útil para desarrollar

emulsiones. La cal viva puede ser usadaen los sistemas de lodo base aceite comofuente de alcalinidad cuando se perforangases ácidos (CO2 y H2S).ADVERTENCIA: ¡La cal viva es unproducto químico muy reactivo y nodebería ser usada en situaciones dondepudiera entrar en contacto con el agua,tal como en los climas muy húmedos ylluviosos! Al humectarse, la cal genera uncalor que puede causar incendios olesiones. La cal viva es un irritante fuertey deberían tomarse precauciones paraevitar la inhalación y la exposición de lapiel.

HRP, un líquido de poliamida,aumenta el punto cedente y losesfuerzos de gel de los sistemasconvencionales y de filtrado relajadosin afectar mucho la viscosidadplástica. La principal aplicación deHRP es la mezcla de nuevos sistemasVERSA, pero puede ser usado concualquier tipo de aceite paraaumentar la capacidad de transporte ymejorar sus características dedisminución de la viscosidad con elesfuerzo de corte. La concentraciónrecomendada de HRP para lapreparación inicial de nuevos fluidoses de 1 a 4,5 lb/bbl (2,85 a 12,83kg/m3) de HRP, con 4 a 12 lb/bbl(11,4 a 34,2 kg/m3) de arcillaorganofílica. También se puede usarHRP en las píldoras de barrido y losespaciadores viscosificados. HRP noviscosifica el aceite. Requiere sólidosactivos (arcilla organofílica o sólidosperforados) para viscosificar.OBSERVACIÓN: HRP debería ser sometidoa una prueba piloto antes de ser añadido aun sistema de lodo.

SWA, un agente tensioactivo anfóteropara todos los lodos base aceite, es unpotente agente humectantesuplementario que contribuye a lahumectación por aceite de los sólidos.Puede invertir la humectación por agua,incluso en los lodos muycontaminados. Es especialmente útilcuando se perforan sales complejas ocuando se encuentran flujos de agua.Pequeños tratamientos (generalmentemenos de 1 lb/bbl) son adecuados. Elproducto es un agente humectantesuplementario destinado a ser usadosolamente con el agente humectanteprimario, y se mantiene generalmenteen las existencias como producto de



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emergencia. Se recomienda realizarpruebas piloto antes del tratamiento.

VERSAMOD, un agente gelificanteorgánico, es un modificador del perfilreológico de líquidos para los sistemasde lodo base aceite. Aumenta la LSRV ylos esfuerzos de gel, afectando muy pocosus viscosidades a alta velocidad decorte. Se usa principalmente en lospozos direccionales de gran diámetrodonde se necesita mejorar la limpiezadel pozo. El agua mejora el rendimientode VERSAMOD y la concentraciónnecesaria para lograr el efecto deseado esinferior cuando las relaciones aceite:aguason bajas. Las concentraciones normalesvarían de 1 a 4 lb/bbl (2,85 a 11,4kg/m3) de VERSAMOD, según el contenidode salmuera. Se usa VERSAMODTM paralograr altos valores de LSRV en lossistemas VERSA. Requiere la adición deuna libra de cal por cada libra deVERSAMOD usado, para lograr el efectodeseado. Debido a la necesidad de usarcal, VERSAMOD no es tan eficaz en lossistemas de filtrado relajado como en lossistemas convencionales.

La gilsonita VERSATROL es un asfaltometeorizado de origen natural,térmicamente estable. Se trata de unaditivo de control de filtración y agentepuenteante eficaz que puede ser usado atemperaturas de fondo de hasta 400ºF omás. VERSATROL mejora la estabilidad dela emulsión y produce aumentosmínimos de la viscosidad. Lostratamientos varían de 2 a 8 lb/bbl (5,7a 22,8 kg/m3) de VERSATROL como agentede control de filtrado en la mayoría de

los sistemas. Pruebas piloto deberían serrealizadas para determinar laconcentración efectiva necesaria paracada aplicación. En altasconcentraciones, VERSATROL puede serusado para aumentar la viscosidad delsistema. Los fluidos difíciles deviscosificar, como TRUCORETM, puedenrequerir entre 15 y 30 lb/bbl (43 a 86kg/m3) de VERSATROL para obtener unaviscosidad adecuada.

El lignito tratado con aminas VERSALIGse usa como agente de control defiltrado. VERSALIG puede ser usado comoalternativa a los agentes de filtrado abase de gilsonita/asfalto usadoscomúnmente, como VERSATROL o STABILHOLE. Los tratamientos recomendadosvarían de 2 a 12 lb/bbl (5,7 a 34,2kg/m3) para la mayoría de lasaplicaciones. Pruebas piloto deberían serrealizadas para determinar laconcentración necesaria para cadaaplicación.

VERSATHIN, un dispersante líquido delodo base aceite, está diseñado parareducir el punto cedente y los esfuerzosde gel. Las adiciones de VERSATHINproducen un fluido menos viscoso sinque sea necesario realizar la dilución ocambiar la relación aceite:agua. Losniveles de tratamiento recomendadosvarían de 1 a 2 lb/bbl (2,85 a 5,7 kg/m3)de VERSATHIN. VERSATHIN suele ser máseficaz en los lodos de alto contenido desólidos, ya que tiende a dispersar lossólidos que se están agregando.OBSERVACIÓN: VERSATHIN debe sersometido a pruebas piloto antes de ser

Se usaVERSAMODTM

para lograraltos valoresde LSRV enlos sistemasVERSA.

VERSATHIN

suele ser máseficaz en loslodos de altocontenido desólidos...


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Propiedades

La viscosidadplásticadebería sermantenida avaloresmínimosparaoptimizar lahidráulica dela barrena ylasvelocidadesdepenetración.

Los filtradosbajosreducen lapérdida defluidoscostososhacia laformación...

añadido al sistema de lodo.

Es difícil especificar rangos exactos paralas propiedades del lodo como laviscosidad plástica, el punto cedente ylos esfuerzos de gel, debido a la ampliavariedad de aplicaciones. Muchasvariables afectan el valor de estaspropiedades, incluyendo laspropiedades del aceite base; latemperatura; el tipo, tamaño yconcentración de sólidos; y laestabilidad global del lodo. Determinarsi estas propiedades están comprendidasdentro del rango apropiado para unpeso de lodo determinado dependeconsiderablemente de las propiedadesde fluido necesarias para lascondiciones del pozo. Por ejemplo, unalto punto cedente y altos esfuerzos degel son requeridos para lograr lacapacidad de transporte en los pozos degran diámetro, pero puede que estaspropiedades no sean convenientes enlos pozos de diámetro pequeño conlodo del mismo peso.

La viscosidad plástica debería sermantenida a valores mínimos paraoptimizar la hidráulica de la barrena ylas velocidades de penetración. Si laviscosidad plástica tiende a aumentardurante un periodo determinado, sinque aumente el peso del lodo, estoindica generalmente que los sólidosfinos se están acumulando en el lodo.Los aumentos del porcentaje envolumen de sólidos, incluyendo los delmaterial densificante, aumentarán laviscosidad plástica. La disminución dela relación aceite:agua (contenido deagua más alto) aumentará la viscosidadplástica.

El punto cedente y los esfuerzos de gelestán controlados por dos requisitos. Elprimero es la necesidad de manteneruna tixotropía suficiente (estructura degel) para suspender el materialdensificante y los recortes, yproporcionar la capacidad detransporte. El segundo requisito esminimizar las pérdidas de presiónanular y las Densidades de CirculaciónEquivalente (ECDs). El punto cedente y

los esfuerzos de gel pueden seraumentados mediante adiciones de VG-69, VERSAMOD o HRP. Pueden serreducidos por adiciones de Versathin ode aceite base.

El contenido admisible de sólidosdepende de la relación aceite:agua, ladensidad de la fase acuosa y el volumeny la gravedad específica de los sólidos.Los sólidos son abrasivos y puedenaumentar el espesor del revoque, laviscosidad plástica, las pérdidas depresión, la necesidad de tratamientosquímicos y la probabilidad dehumectación de los sólidos por agua.Los sólidos de baja gravedad específicadeberían ser mantenidos al nivel másbajo posible desde el punto de vistaeconómico, mediante los equipos decontrol de sólidos.

La alcalinidad (POM o VSA) de un lodobase aceite es una medida del exceso decal en el lodo. La POM de un sistemaconvencional de filtrado controladodebería ser mantenida encima de 2,5cm3 de ácido sulfúrico 0,1 N. Si la POMde un sistema convencional cae pordebajo de 2,5 por mucho tiempo, laemulsión puede volverse inestable. Enlos sistemas de filtrado relajado, la POMse mantiene normalmente a un nivel deaproximadamente 1 a 2 cm3 de ácidosulfúrico 0,1 N, para amortiguar contralos gases ácidos. OBSERVACIÓN: M-Ibasa todas las recomendacionesrelacionadas con los tratamientos dealcalinidad en el método VSA (POM) delAPI. Si el operador lo desea,determinaremos la POM usando el métododel API y el método de “Retrovaloración”.Sin embargo, todas las decisiones detratamiento se basarán exclusivamente enel método POM del API (valoración directa).

El filtrado ATAP (300ºF y 500 psi) delos sistemas convencionales esgeneralmente inferior a 10 cm3. Losfiltrados bajos reducen la pérdida defluidos costosos hacia la formación y laprobabilidad de pegadura por presióndiferencial en las formaciones muypermeables. Normalmente, los sistemasrelajados no usan ningún aditivo decontrol de filtración y pueden contener



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un poco de agua en el filtrado ATAP.

ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓNLa Estabilidad Eléctrica (ES) constituyeuna indicación relativa de laestabilidad de la emulsión. Se trata deuna medida del voltaje requerido pararomper la emulsión y permitir que lasgotas de agua emulsionada se conecten(i.e., se fusionen), permitiendo latransmisión de la corriente eléctrica.Las emulsiones fuertes requieren altosvoltajes para fusionar las gotas de aguay romper la emulsión. La estabilidadeléctrica se registra en voltios. Variosfactores principales afectan laestabilidad eléctrica:• Contenido de agua. Cuando el

contenido de agua aumenta, ladistancia entre las gotas de aguadisminuye, facilitando laterminación del circuito eléctricomediante la coalescencia de las gotasde agua y la reducción de laestabilidad eléctrica.

• Sólidos humectados por agua. Unsólido humectado por agua tiene unapelícula delgada de agua sobre susuperficie, la cual funciona paraconducir la electricidad como unagota de agua. Los sólidos de unaemulsión inversa reducen laestabilidad eléctrica al serhumectados por el agua.

• Emulsificación. El grado deemulsificación afecta el tamaño delas gotas de agua. Las gotas de aguason generalmente más grandes en lossistemas de lodo nuevos e inestables,resultando en valores de estabilidadde emulsión bajos. Cuando seaumenta la exposición al esfuerzo decorte y a la temperatura, las gotasformadas serán más pequeñas y laemulsión será mejor. Esto aumentalos valores de estabilidad eléctrica, aligual que el aumento de laconcentración de emulsificante yagente humectante.

• Temperatura. La temperatura a lacual se mide la estabilidad eléctricacambiará el valor obtenido. Estatemperatura siempre debería serregistrada con el valor de estabilidadeléctrica. La misma temperaturadebería ser usada para analizar lastendencias.

• Tipo de sólidos. El tipo de sólidos enel lodo afectará la estabilidad

eléctrica. Por ejemplo, FER-OX(hematita) y otros materiales deóxido de hierro pueden reducir laestabilidad eléctrica de un lodo deemulsión inversa.La estabilidad eléctrica es un

indicador importante de la estabilidadde la emulsión, pero no debería serusada como valor o indicaciónabsoluta de su condición. Es posibleque un lodo que tiene un estabilidadeléctrica alta pero declinante no seatan estable como un lodo que tieneuna estabilidad eléctrica más baja peroestable. Los lodos con una estabilidadde emulsión extremadamente bajatendrán indicaciones en el filtrado yreologías, así como valores bajos ydeclinantes de estabilidad eléctrica.Una estabilidad eléctrica baja puede sermotivo de preocupación, pero unatendencia comprobada de valoresdeclinantes de estabilidad eléctricapuede ser más grave y requiere unaacción inmediata. Los valores deestabilidad eléctrica están relacionadoscon el sistema a partir del cual fueronregistrados. Una tendencia declinantebien definida o una disminuciónrápida indica que la emulsión estádebilitándose.

La estabilidad eléctrica debería sermedida y registrada rutinariamente.Estos valores deberían serrepresentados gráficamente parafacilitar la observación de lastendencias. Las tendencias ascendenteso declinantes indican cambios en elsistema. Un análisis de los controlessecuenciales del lodo indicará lasposibles causas del cambio.

SALINIDAD Y ACTIVIDAD CONTROLADAEl contenido de cloruro de calcio

(CaCl2) debería ser probado porvaloración y comparado con la AW delos recortes cuando se hace circular unlodo de actividad controlada. Elcontenido de CaCl2 del lodo deberíaser mantenido a una concentraciónque compense o sea igual a la AW de laformación. Las concentraciones deCaCl2 mayores que 38% no sonrecomendadas debido a la casisaturación de la salmuera, la cualpuede causar la inestabilidad delfluido. La cristalización de la salcausada por el calentamiento yenfriamiento de las soluciones

Lasemulsionesfuertesrequierenaltos voltajesparafusionar lasgotas deagua yromper laemulsión.

El contenidoCaCl2 del lododebería sermantenido aunaconcentraciónque compenseo sea igual ala AW de laformación.


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AW es unamedida delpotencialquímico paraque el aguaseatransferidaentre el lodoy las lutitas.

supersaturadas puede producir sólidoshumectados por agua y emulsionesinestables. También se puede usarcloruro de sodio y mezclas complejasde salmueras de cloruro de magnesio,de potasio, de calcio y de sodio en lafase interna. Además de las sales decloruros inorgánicos como el clorurode sodio y el cloruro de calcio, sepuede usar una multitud de otrosmateriales orgánicos sin cloruro parareducir la actividad de la fase acuosa.

La actividad del agua (AW) es unamedida del potencial químico para queel agua sea transferida entre el lodo ylas lutitas. La actividad se mide usandola presión de vapor (humedad relativa)de la lutita o el lodo, o puede serestimada en base a la composiciónquímica de la salmuera (salinidad). Elagua pura tiene una AW de 1,0. Lassalmueras de cloruro de calcio usadasen la mayoría de los lodos de emulsiónno acuosa tienen una AW comprendidaentre 0,8 (22% en peso) y 0,55 (34%en peso). Los valores más bajos deactividad son más inhibidores.

Las formaciones que contienenarcillas se hinchan y se debilitanmediante la adsorción de agua. Cabe laposibilidad de que el agua de un lodode emulsión modifique las lutitas si laAW de la lutita es inferior a la actividaddel lodo. En lo que se refiere a lainhibición, el factor clave es“equilibrar” la actividad del lodo conla actividad de la lutita, de manera quela adsorción del agua en las lutitaspueda ser reducida teóricamente acero.

La transferencia del agua entre unasalmuera emulsionada y una lutitasuele ser comparada a la ósmosis. En laósmosis, un solvente (agua) se propagaa través de una membranasemipermeable, desde una bajaconcentración de soluto o sal a unaalta concentración de soluto o sal, paraequilibrar las concentraciones. Lateoría de actividad controlada define alfluido base aceite o sintético y a losemulsificantes que envuelven las gotasde agua como una membranasemipermeable. El control de lutitausando esta actividad controlada (oequilibrada) se limita principalmente alos lodos de emulsión base aceite osintético. Los lodos base agua quecontienen aditivos (como glicoles y

silicatos) sólo ofrecen débilescaracterísticas de membranasemipermeable.

El cloruro de calcio (CaCl2) es usadonormalmente para obtener actividadesde 1,0 a 0,40. El cloruro de sodio(NaCl) puede ser usado para obteneractividades de 1,0 a 0,75 (NaClsaturado). Se puede usar una granvariedad de diferentes productosquímicos de fase interna para reducirla actividad. Sin embargo, muchosmateriales alternativos noproporcionan una actividad losuficientemente baja para lograr unainhibición adecuada. La mayoría de laslutitas se formaron en ambientesmarinos que contenían salescomplejas, las más comunes siendo lassales de cloruro de calcio, cloruro demagnesio y cloruro de sodio. Estassales complejas suelen tener unaafinidad más grande con el agua que lasalmuera de cloruro de sodio, inclusocuando está saturada. Las salmueras decloruro de calcio son usadas como faseinterna en la mayoría de los lodos baseaceite, ya que pueden equilibrar lasalinidad de la mayoría de lasformaciones.

Cuando se agrega cloruro de calcio(CaCl2) a una salmuera saturada deNaCl, se reduce la actividad pero elefecto no es cumulativo. La actividaddepende de la solubilidad mutua.Como CaCl2 tiene una solubilidad másalta que NaCl, el cloruro de sodio seprecipitará en la forma de sólidos finoscuando las condiciones exceden elnivel de saturación.

La actividad de las muestras de lodoy lutita se mide con un higrómetro. Secoloca la muestra a probar dentro deun matraz, cerrándolo herméticamentecon un tapón que contiene la sondadel higrómetro. Se deja un tiempo paraque la muestra compense el contenidode humedad del espacio vacío en elmatraz. El porcentaje de humedadrelativa, corregido para tener en cuentala temperatura, se registra como la“Actividad” (valor decimal) de lamuestra.

Los sistemas VERSA pueden serformulados con salmueras de CaCl2 ode NaCl. No se recomienda usar estassales en forma combinada, ya que lasolubilidad de NaCl está limitada porla presencia de CaCl2.



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12

La siguiente sección se refiere aldesplazamiento de un lodo existentecon un lodo base aceite. Muchos delos principios usados aquí tambiénson aplicables al desplazamiento deun lodo base aceite con cemento o unlodo base agua. Sin embargo, losespaciadores usados serían diferentes.

RESUMEN1. Celebrar una reunión previa al

desplazamiento con el jefe deperforadores, el representante de lacompañía y el ingeniero de lodopara hablar del procedimiento dedesplazamiento y coordinar elorden de las operaciones.

2. Perforar la zapata y realizar laspruebas de pérdida o de integridadde la formación.

3. Antes del desplazamiento,acondicionar el fluido existente enel pozo para reducir la viscosidad ylos esfuerzos de gel al nivel másbajo aceptable.

4. Mantener todo el lodo base aceiteen el sitio antes de realizar eldesplazamiento.

5. Poner la barrena en el fondo o cercadel fondo cuando el lodo base aceitesale por la barrena.

6. Usar mallas de gran tamaño en lazaranda durante el desplazamientoy 1 a 2 circulaciones subsiguientes.

7. Los espaciadores deberíangeneralmente tener una longitud de200 a 500 pies.a) Agua (base agua en el pozo).b) Aceite viscosificado o lodo deaceite viscoso.

8. Usar las velocidades de bombeopara obtener un flujo turbulento.

9. No parar o reducir la velocidad delas bombas por cualquier motivo.

10. Hacer girar y reciprocar la tuberíade perforación durante eldesplazamiento.

TÉCNICAS DE DESPLAZAMIENTOEl tipo más eficaz de desplazamientoocurre cuando el volumen total delodo base aceite puede ser desplazadoen una operación rápida y continua,sin parar o reducir la velocidad de las

bombas. Cualquiera que sea la técnicade desplazamiento usada, todos losdesplazamientos tienen varios factoresen común que afectan a un buendesplazamiento e impiden lacontaminación cruzada.• Densidad. El fluido desplazador debe

ser ligeramente más pesado que elfluido que se está desplazando. Comoel fluido desplazador se encuentradebajo del fluido desplazado en elespacio anular, la densidad más altamantiene la separación de los dosfluidos (el fluido más ligero tiende aflotar mientras que el fluido máspesado tiende a hundirse). Lacirculación inversa puede serventajosa cuando se debe usar unlodo base aceite de densidad más bajapara desplazar un fluido de densidadmás alta.

• Espaciadores. El espaciador idealdiluye el fluido, mantiene laturbulencia del fluido desplazado yviscosifica el fluido desplazador. Ladiferencia de viscosidad en lasuperficie de contacto reduce latendencia que los fluidos tienen aentremezclarse. El acondicionamientodel fluido existente para reducir laviscosidad y el punto cedente es tanimportante como el fluido espaciador.La reducción de la viscosidad, el usode un espaciador diluyente y el flujoturbulento en el fluido desplazadoreducen la canalización y laentremezcla de los fluidos. Elvolumen del espaciador se seleccionageneralmente en base a la longitudanular; típicamente la columnadentro del espacio anular es de 200 a500 pies (61 a 152 m). Estaslongitudes deberían ser seleccionadastomando en cuenta el control delpozo y otros factores de ingeniería.Los espaciadores típicos son:1. Lodo base agua desplazado con

lodo base aceite:• Agua o,• Agua, seguido por aceite

viscosificado o lodo base aceiteviscoso.

2. Lodo base aceite desplazado conlodo base agua:• Aceite o,• Aceite, seguido por agua

viscosificada o lodo base agua

Desplazamientos

El fluidodesplazadordebe serligeramentemás pesadoque el fluidoque se estádesplazando.


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En general latubería deperforación noestá dispuestaconcéntricamente,incluso en un pozo vertical...

El perfil develocidad en elflujoturbulento esplano y cubretodo el espacioanular,dejandosolamente unapequeña capalímite.

viscoso.• Posición y movimiento de la

tubería. En general la tubería deperforación no está dispuestaconcéntricamente, incluso en un pozovertical, y estará cerca de la pared delpozo. Este espacio anular excéntricocausa la canalización de los fluidos porel lado más grande del pozo (al igualque la situación de limpieza del pozoen un pozo horizontal). Esto hace queuna porción de la sección transversaldel espacio anular no tenga ningunacirculación, de manera que el lodoantiguo quede detrás de la tubería deperforación, en el lado estrecho delpozo. Por este motivo, siempre se debegirar y reciprocar la tubería deperforación durante todos losdesplazamientos. La rotación de latubería empuja el lodo de detrás de latubería hacia la corriente y mueve latubería alrededor del espacio anular.Esto cambia la trayectoria del flujo ypermite la circulación de toda lasección transversal, lo cual produce undesplazamiento más uniforme.

• Velocidad de bombeo. Losdesplazamientos siempre deben serrealizados a una velocidad de bombeosuficientemente alta para asegurar unflujo turbulento, si es posible. El perfilde velocidad en el flujo turbulento esplano y cubre todo el espacio anular,dejando solamente una pequeña capalímite. Esto cumple varias funciones.Minimiza la entremezcla de los dosfluidos, favorece un desplazamientomás completo del lodo en el pozo,“restregando” el pozo con laturbulencia, y puede limpiar mejor elrevoque si una sección de pozoabierto está expuesta.

• Contaminación. Parte del fluidodesplazador puede ser contaminadopor el fluido desplazado. Cualquierfluido que esté contaminado demanera apreciable por el lodo baseagua o el revoque debería serdesechado. El resto de lacontaminación debería ser tratada conemulsificante y/o agente humectantepara asegurar que el agua seemulsione y que los sólidos estén enuna condición humectada por agua.No se recomienda realizar untratamiento preliminar para lacontaminación. Los tratamientos más

eficaces pueden ser realizados despuésdel desplazamiento

• Acondicionamiento yestabilización. Una vez que unsistema de lodo base aceite ha sidodesplazado, se requiere un periodode circulación y un tiempo deacondicionamiento antes de que elsistema esté completamenteestabilizado. Esto quedaespecialmente de manifiesto en lossistemas recién preparados. Lacontaminación del sistema de lodobase agua durante el desplazamientopuede desestabilizar el sistema, locual aumenta la importancia de unbuen desplazamiento. Después deldesplazamiento, será generalmentenecesario usar tratamientos másaltos de lo normal durante unoscuantos días, hasta que el sistema seestabilice. Estos tratamientos másaltos pueden incluir emulsificantes,agentes humectantes yviscosificadores.

• Indicadores de desplazamientocompleto. En algunos casos, es difícilidentificar el momento en que elfluido desplazador regresa a lazaranda, especialmente cuando laentremezcla de los fluidos es tanpequeña que no se puede observarninguna superficie de contactoviscosa. Ocasionalmente, algunossacos de Material de Pérdida deCirculación (LCM) serán bombeadosal frente del fluido desplazador paraservir de indicador. Aunque elvolumen del tanque y las carreras dela bomba constituyan las mejoresmedidas, otros indicadores descritosa continuación pueden ayudar adeterminar el momento en que eldesplazamiento está completo ocuándo se debe empezar a regresar ellodo a los tanques activos:

1. Medidas del peso del lodo, si el pesodifiere entre los dos fluidos.

2. Medidas de la estabilidad eléctricao del pH.

3. Cambio en la viscosidad.4. Cambio de color o del aspecto

superficial, de un aspecto granulosoa un aspecto lustroso o brillante.

5. Presencia y eliminaciónsubsiguiente de los sólidoshumectados por agua en las mallasde zaranda.



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La pérdida de circulación con los lodosbase aceite puede hacerse rápidamenteintolerable debido a los costosgenerados. En algunos casos, laprobabilidad de pérdida de retornos esmás alta con los fluidos de perforaciónbase aceite debido al efectoviscosificante de la presión sobre elaceite, en comparación con el agua. Porlo tanto, será necesario mantenercontroles estrictos para minimizar laviscosidad y/o velocidad de circulación.Esto reducirá las pérdidas de presiónanular y el riesgo de pérdida decirculación.

Otro factor que aumenta el riesgo depérdida de retornos con los lodos baseaceite son los bajos valores de fuga deestos lodos. Las propiedades del aceitehacen que sea un excelente fluido defracturación, lo cual aumenta laprobabilidad de fracturación de laformación. Su carácter de humectaciónpor aceite dificulta el proceso de“cicatrización” de la formación. Poreste motivo, los lodos base aceite noson recomendados para realizar laprueba de las zapatas de cementaciónde la tubería de revestimiento y de laspresiones de fractura.

El aumento demasiado rápido de lasvelocidades de bombeo después derealizar las conexiones y los viajespuede causar la pérdida de circulacióncon los fluidos base aceite. Los lodosbase aceite se diluyen cuando lastemperaturas generadas durante lacirculación aumentan y se espesancuando las temperaturas disminuyendurante los periodos de inactividad. Si

no se aumenta lentamente la velocidadde las bombas, las presiones decirculación impuestas sobre laformación pueden ser mucho másaltas. No es raro que las presiones decirculación en el tubo verticaldisminuyan en más de 100 psimientras que el lodo se calienta hastalograr la temperatura de circulación.

Los procedimientos usados en casode pérdida de circulación son similaresa los que se usan con los sistemas delodo base agua. El uso de píldoras deLCM puede ser útil bajo ciertascondiciones. Se debería colocar 30 a 50lb/bbl (86 a 143 kg/m3) de material depérdida de circulación en la zona deescape. Se recomienda usar calidadesmedianas y/o finas de mica y/o NUTPLUG® en estas píldoras. Una mezcla departículas de carbonato de calcio degranulometría determinada ha sidousada con éxito en algunas áreas. Losmateriales fibrosos cortados en tirascomo las fibras de madera, losperiódicos cortados en tiras, etc.deberían ser usados con cuidadodebido a los efectos perjudiciales quepueden tener sobre la emulsión. En loscasos de pérdida de circulación grave,la inyección de una lechada de tierradiatomácea de alto filtradoespecialmente formulada (tipo DIASEAL®

M), la inyección de bentonita o lainyección de cemento puede constituirel método más práctico.

En los casos más graves de pérdida decirculación donde los procedimientosnormales no han podido establecerretornos totales, el sistema base aceitedebería ser desplazado con un sistema


El aumentodemasiadorápido de lasvelocidadesde bombeodespués derealizar lasconexiones ylos viajespuede causarla pérdida decirculacióncon losfluidos baseaceite.

convencional de lodo base agua.Los fluidos del sistema VERSA sonexcelentes fluidos de empaque quepueden ser dejados en el espacioanular, encima del empaque de latubería de producción, después determinar el pozo. Las ventajas ofrecidaspor un empaque base aceite incluyenuna excelente estabilidad térmicadurante largos periodos, excelentes

características de suspensión delmaterial densificante y una protecciónduradera de los materiales metálicoscontra los efectos de la corrosión. Pocossistemas de lodo base agua, si los hay,pueden ofrecer estas ventajassimultáneamente. Para un análisis máscompleto de esta aplicación, ver lasección sobre los fluidos de empaqueen el capítulo sobre Emulsiones No

Lodos de Empaque

Sistemas Sintéticos

Sistemas Sintéticos 13.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

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A principios de la década de losochenta, se hicieron esfuerzos parareducir el impacto sobre el medioambiente de los lodos base aceite,mediante la sustitución del aceite dieselpor productos petroleros más refinados,llamados aceites minerales, como fluidobase en los lodos base aceite deemulsión inversa. Los lodos preparadoscon estos aceites más refinados eranmenos tóxicos que los lodos preparadoscon aceite diesel, pero muchos aúncontenían suficientes compuestosaromáticos para ser inaceptables desdeel punto de vista ambiental y no sedegradaban rápidamente.

En marzo de 1990, en el sectornoruego del Mar del Norte, se usó unlodo preparado con un fluido basesintético (un éster), el cual constituía elprimer producto de sustitución de estosfluidos de perforación a base de aceitemineral que era aceptable desde elpunto de vista ambiental. Otros lodosbase sintético aparecieron poco tiempodespués. Un lodo base sintético a basede éter fue usado costa afuera deNoruega, más tarde en 1990. Laprimera Polialfaolefina (PAO) fue usadaen mayo de 1991. Otros fluidos basesintético fueron introducidos en laindustria en el siguiente orden:Alquilbenceno Lineal (LAB), acetal,Alfaolefinas Lineales (LAO), OlefinasInternas (IO) y Parafinas Lineales (LP).Estos compuestos pueden serencontrados en fuentes petroleras yotras fuentes, pero no deberían serllamados fluidos base sintético a menosque sean sintetizados o fabricados. Eluso de materias primas puras paraproceso y el control estricto del procesode fabricación aseguran que los fluidosbase sintético no contendrán trazas decontaminantes principales, ya que éstossuelen estar presentes hasta en loslíquidos más puros sometidos a un altogrado de refinación y procesamiento.

La perforación con Lodos BaseSintético (SBM) es bastante común hoyen día en las regiones del Golfo de

México y del Mar del Norte, así comoen otras regiones tales como el ExtremoOriente, Australia, México ySudamérica. Debido a la evoluciónconstante del mercado, se consideraque la industria ya ha pasado a usarcomo mínimo la segunda generaciónde fluidos base sintético. El límite quesepara los SBM de primera generaciónde los SBM de segunda generación estágeneralmente definido por el costo y laviscosidad cinemática del líquido basesintético.

Típicamente, los lodos base sintéticode segunda generación son menoscostosos y menos viscosos. Por lotanto, se puede considerar que los SBMde primera generación están basadosen éster, éter y polialfaolefinas,mientras que los de segundageneración están basados enalfaolefinas lineales, olefinas internas yparafinas lineales. A continuación seproporciona una lista de los líquidosbase sintético de primera y segundageneración:

Se considera que el lodo a base deacetal es un lodo de primerageneración debido principalmente a sualto costo, mientras que elalquilbenceno lineal caduco es elprimer líquido clasificado como lodobase sintético de segunda generacióndebido a su precio y a su viscosidadcinemática.

La definición general de un materialsintético es algo que fue producido porsíntesis química. Los fluidos basesintético deben satisfacer dos criteriospara ser usados en los fluidos deperforación. Primero, deben cumplircon las normas y los reglamentosambientales locales para la descarga derecortes al mar. Si los recortes deben serrecogidos y transportados a tierra,

Introducción

Primera Generación Segunda Generación

Éster LAB

PAO LAO

Éter IO

Acetal LPLa definicióngeneral de unmaterialsintético esalgo que fueproducidopor síntesisquímica.

Sistemas Sintéticos CAPÍTULO

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entonces el uso de un lodo basesintético en vez de un lodo base aceiteno ofrece ninguna ventaja adicional,excepto desde el punto de vista de lasalud y de la seguridad. Segundo, elmaterial sintético debe ser el fluidobase para un sistema de lodo establecon las propiedades inhibidoras de unlodo base aceite de emulsión inversa.

Debido a la complejidad de lascuestiones relacionadas con los SBM,además de proporcionar unaperspectiva general de los sistemassintéticos de M-I, este capítulo tambiénproporcionará una perspectiva generalde las composiciones químicas, lascuestiones ambientales y lasprecauciones especiales que pueden serrequeridas cuando se usa un SBM.

Los fluidos sintéticos son usadoscomo fluido base o fase continua delos lodos de emulsión inversa. Estoslodos se comportan como lodos baseaceite. Los productos usados parapreparar y mantener los SBM sonsimilares, y en algunos casos sonidénticos a los que se usan parapreparar y mantener los lodos baseaceite. Estos productos sonemulsificantes, agentes humectantes,modificadores de Viscosidad a MuyBaja Velocidad de Corte (LSRV),aditivos de control de filtración,viscosificadores y diluyentes.

Los productos usados en los lodosbase sintético de emulsión inversapueden ser usados en los lodos baseaceite de emulsión inversa, pero engeneral, los productos usados en loslodos base aceite no deberían serusados en los lodos base sintético.Muchos de los productos usados enlos lodos base aceite contienen aceitesrefinados que contaminarían a unSBM. Diferentes fluidos base aceite ysintético tienen propiedades químicasy físicas claramente distintas, yrequerirán diferentes concentracionesde productos para lograr la mismapropiedad del lodo. Los cálculosaproximados de los productos

químicos requeridos para preparar unlodo no deberían basarse en lasformulaciones preparadas condiferentes fluidos base. Se recomiendarealizar pruebas piloto si hay algunaduda.

M-I tiene siete sistemas basesintético diferentes, de los cuales notodos están actualmente activos. Cadauno contenía un fluido base diferentepara la fase continua. Estos sistemasson los siguientes:

El sistema preferido depende de lascondiciones locales en particular(ambientales, reglamentarias, logísticas ycomerciales) así como de las necesidadestécnicas de la aplicación en particular.La gerencia local de operaciones tomaráen cuenta las preocupaciones delmercado, mientras que los límitestécnicos de un fluido en particular sondeterminados por la composiciónquímica de su fluido base (ver la sección

Descripciones Generales de los Sistemas

Nombre del Sistema Líquido BaseAQUAMUL I* ÉterAQUAMUL II* AcetalECOGREEN ÉsterNOVADRIL®* PolialfaolefinaNOVAPLUS® Olefina internaNOVATEC™ Alfaolefina linealPARADRIL™ Parafina

* Este sistema ya no se comercializa activamente

* Este sistema ya no se comercializa activamente

Alta Alta Alto Contenido Nombre del Sistema General Temperatura Densidad Agua Profunda de Agua

AQUAMULTM I* x xAQUAMULTM II* x x x x xECOGREENTM xNOVADRIL® * x xNOVAPLUS® x x x x xNOVATEC® x x x x xPARADRILTM x x x x x

Los fluidossintéticosson usadoscomo fluidobase o fasecontinua delos lodos deemulsióninversa.



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sobre “Química de los Sintéticos”). Latabla siguiente puede ser usada comoguía general para la aplicación técnicade los sistemas base sintético de M-I.

Los dos factores básicos paradeterminar la aplicación técnica deun fluido base sintético son laviscosidad cinemática y la estabilidadtérmica o química. Los fluidos basemenos viscosos, como los que son

usados en los sistemas NOVAPLUS,NOVATEC o PARADRIL, son mejores paralas aplicaciones de agua profunda yalta densidad. Las aplicaciones a altatemperatura debe evitar el uso deésteres (ECOGREEN) debido a losproblemas causados por ladegradación térmica o la hidrólisis deléster base.

Esta sección describirá los tres LodosBase Sintético (SBM) principales queson comercializados por M-I. Éstos sonNOVAPLUS, el SBM con una olefinainterna como fase continua; NOVATEC,el SBM con una alfaolefina lineal comofase continua; y ECOGREEN, el LBM conun éster como fase continua. Comopodremos ver, muchos aspectos,incluyendo algunos productos, son losmismos que para los sistemasconvencionales de emulsión inversa ono acuosos de M-I. Sin embargo, hayalgunas diferencias importantes queserán puestas de relieve durante el restode este capítulo.

Los productos usados tanto en lossistemas base sintético de M-I como enlos sistemas VERSADRIL® y VERSACLEAN®

están indicados a continuación ydescritos en el Capítulo 12, SistemasBase Aceite.

OBSERVACIÓN: La composición de losproductos usados en los sistemas basesintético de M-I es crítica para laconformidad con los requisitosambientales. Por ese motivo, esimportante usar solamente los productosque son recomendados para el sistema delodo considerado. Los productos quecontienen aceite diesel, aceite mineral o

compuestos que contienen aromáticos nodeben ser añadidos a ninguno de lossistemas base sintético de M-I. Losproductos como VERSAMUL®, VERSACOAT®,VERSAMOD™, VERSATROL® y la gilsonita(entre otros) no deberían ser usados en lossistemas base sintético de M-I. Si ustedno está seguro si un producto puede serañadido o no a uno de los sistemas basesintético de M-I, póngase en contacto consu oficina local de M-I o el departamentoambiental de M-I.

EL SISTEMA NOVAPLUS

El sistema NOVAPLUS es el sistema basesintético de M-I que usa olefinasinternas o isomerizadas como fasecontinua. Los sistemas NOVAPLUS estánemulsionados de manera muy establey pueden ser diseñados para tener unfiltrado bajo o para ser estables hastatemperaturas mayores que 350ºF(176ºC). Las propiedades y los límitesde perforación son los mismos quepara los sistemas convencionales deemulsión inversa (aceite diesel o aceitemineral). Se recomienda usar salmueraCaCl2 como fase interna. Laconcentración más común de salmueraCaCl2 es 25% en peso, la cual tieneuna densidad de 10,3 lb/gal (1,23 SG).Concentraciones más altas de salmueraCaCl2 pueden ser usadas, pero laconcentración de CaCl2 no deberíaexceder el punto de saturación, o sea40% en peso. Para mayor seguridad, laconcentración de CaCl2 deberíapermanecer debajo de 35% en peso. Aconcentraciones más altas, la faseinterna puede desestabilizarse y elsistema puede sufrir problemas graves.

Sistemas y Formulaciones

PRODUCTO VERSA FunciónVG-69®, VG-PLUS

™ ReologíaVERSAGEL® ReologíaSWA® Humectación suplementariaHRP® Modificación de la reologíaVERSALIG® Control de filtrado ATAPCloruro de calcio

(CaCl2) Actividad de la fase acuosaCal (Ca(OH)2) AlcalinidadÓxido de calcio (CaO) Alcalinidad

Los dosfactoresbásicos paradeterminarla aplicacióntécnica de unfluido basesintético sonla viscosidadcinemática ylaestabilidadtérmica oquímica.

El sistemaNOVAPLUS...usa olefinasinternas oisomerizadascomo fasecontinua.

Los productos para el sistemaNOVAPLUS están indicados en la Tabla 1con su función y concentración típica.A continuación se proporciona unadescripción breve de cada producto..• NOVAPLUS B es el líquido a base de

olefina interna para el sistema delodo base sintético NOVAPLUS, y puedeser llamado NOVAPLUS B o IO1618(olefina interna C16 a C18).

• NOVAMUL es un emulsificanteprimario líquido para los sistemas delodo base sintético NOVADRIL,NOVAPLUS y NOVATEC. NOVAMUL

proporciona excelentes propiedadesde estabilidad de la emulsión,humectación de forma preferencialde los sólidos por la fase continua,control de filtración y estabilidadtérmica.

• El agente tensioactivo NOVAWET es unagente humectante líquido usado enlos sistemas base sintético NOVADRIL,NOVAPLUS y NOVATEC. Aumentará lahumectación de forma preferencial delos sólidos en la fase continua. Puedecontribuir a la estabilidad de laemulsión y al control de filtrado deAlta Temperatura, Alta Presión (ATAP).Además, puede ser usado para reducirla cantidad global de lodo basesintético retenida en los recortes.

• NOVAMOD es un agente gelificanteorgánico líquido para los sistemas delodo base sintético NOVADRIL, NOVAPLUS

y NOVATEC. NOVAMOD aumenta la LSRVy los esfuerzos de gel, afectando muypoco la viscosidad a alta velocidad decorte. Se usa principalmente en lospozos direccionales, alto ángulo yhorizontales de gran diámetro dondese necesita mejorar la limpieza delpozo o la capacidad de transporte derecortes. Cuanto más alto sea elcontenido de agua del SBM, más bajaserá la concentración de NOVAMOD

necesaria para lograr el efecto deseado.Para ser eficaz, NOVAMOD requiere laadición de cal en proporciones igualesde libra por barril.

• El desfloculante líquido NOVATHIN esusado como diluyente yacondicionador para los sistemas delodo base sintético NOVADRIL,NOVAPLUS y NOVATEC. Reduce laviscosidad y los esfuerzos de gel enel lodo sin que sea necesario diluir ocambiar la relación de sintético aagua.


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Aditivo Función Concentración (Ver la Tabla 2)

NOVAPLUS B (IO1618) Fase continua 60 - 95% vol., fase líquida

Agua dulce Fase acuosa 5 - 40% vol., fase líquida

CaCl2 Salinidad, fase acuosa 15 - 30% peso, fase acuosa

VG-69 Viscosificador 3 - 10 lb/bbl (9 - 30 kg/m3)

NOVAMUL® Emulsificante primario 6 - 8 lb/bbl (17 - 23 kg/m3)

NOVAWET™ Agente humectante 2 - 4 lb/bbl (6 - 11 kg/m3)

NOVAMOD™ Modificador de reología 1 - 3 lb/bbl (3 - 9 kg/m3)

Cal Control de alcalinidad 4 - 8 lb/bbl (11- 23 kg/m3)

TABLA 1: ADITIVOS DEL SISTEMA NOVAPLUS.

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TABLA DE FORMULACIÓN DE NOVAPLUSBARITA (25% EN PESO DE SALMUERACaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)

La Tabla 2 enumera formulacionesgeneralizadas en base a las demandastípicas de perforación, las cualesestipulan que las densidades de lodomás bajas pueden tener contenidos deagua más altos, o que las densidadesmás altas requieren contenidos desintético más altos. La cantidad deemulsificante, agente humectante,aditivo de control de filtrado y

viscosificante será variable, según ladensidad del lodo, la Relación deSintético a Agua (S/A), las propiedadesdel fluido requeridas o la estabilidadtérmica. Por ejemplo, un sistemaNOVAPLUS de 9 lb/gal (1,08 SG) con unarelación sintético/agua de 90:10necesitaría más viscosificante y menosagente humectante que los valoresindicados en la Tabla 2. Como siempre,se recomienda realizar pruebas pilotoantes de tomar cualquier acción en elequipo de perforación.

Relación S/A → 60:40 70:30 80:20 90:10(Peso del Lodo) (8,5 - 10 lb/gal) (11 - 13 lb/gal) (14 - 16 lb/gal) (17 - 18 lb/gal)

NOVAMUL® 6 - 10 lb/bbl 5 - 9 lb/bbl 4 - 8 lb/bbl 3 - 7 lb/bbl

NOVAWETTM 1 - 2 lb/bbl 1 - 2 lb/bbl 2 - 3 lb/bbl 3 - 4 lb/bbl

NOVAMODTM 0.5 - 1 lb/bbl 1 - 1.5 lb/bbl 0.5 - 1.0 lb/bbl 0 lb/bbl

Cal 4 - 8 lb/bbl 4 - 8 lb/bbl 3 - 7 lb/bbl 2 - 6 lb/bbl

VG-69® 2 - 4 lb/bbl 3 - 6 lb/bbl 3 - 6 lb/bbl 2 - 5 lb/bbl

HRPTM Según las necesidades Según las necesidades Según las necesidades Según las necesidades

OBSERVACIÓN: 1 lb/bbl = 2,85 kg/m3.

Tabla 2: Formulaciones del sistema NOVAPLUS®.

Relación Peso del Lodo IO1618 Agua CaCl2 M-I BAR

Sintético:Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

8,5 0,542 0,375 46,2 9,4

60:40 9 0,531 0,368 45,3 36,8

10 0,510 0,354 43,6 91,3

11 0,566 0,253 31,2 162,1

70:30 12 0,542 0,242 29,9 216,0

13 0,517 0,232 28,6 269,8

14 0,566 0,147 18,1 339,7

80:20 15 0,538 0,140 17,2 392,9

16 0,509 0,133 16,4 446,0

90:1017 0,547 0,063 7,7 514,0

18 0,516 0,059 7,3 566,4


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SISTEMA NOVATECEl sistema NOVATEC es el sistema base

sintético de M-I que usa AlfaolefinasLineales (LAO) como fase continua.Los sistemas NOVATEC estánemulsionados de manera muy establey pueden ser diseñados para tener unfiltrado bajo o ser estables hastatemperaturas mayores que 350ºF(176ºC). Las propiedades y los límitesde perforación son los mismos quepara los sistemas convencionales deemulsión inversa (aceite diesel o aceitemineral). Se recomienda usar salmueraCaCl2 como fase interna. Laconcentración más común de salmueraCaCl2 es 25% en peso, la cual tieneuna densidad de 10,3 lb/gal (1,23 SG).Concentraciones más altas de salmueraCaCl2 pueden ser usadas, pero laconcentración de CaCl2 no deberíaexceder el punto de saturación, o sea40% en peso. Para mayor seguridad, laconcentración de CaCl2 deberíapermanecer debajo de 35% en peso. Aconcentraciones más altas, la faseinterna puede desestabilizarse y elsistema puede sufrir problemas graves.

Los productos para el sistemaNOVATEC están enumerados en la Tabla3, la cual incluye una descripciónbreve de cada producto.• NOVATEC B es el líquido a base de

LAO para el sistema de lodo basesintético NOVATEC, y puede serllamado NOVATEC B, LAO1416(Alfaolefina Lineal C14 a C16) oLAO1618 (Alfaolefina Lineal C16 aC18).

• NOVATEC P es el emulsificanteprimario para el sistema de lodo basesintético NOVATEC. NOVATEC P puedeser usado solo para formar

emulsiones estables de agua enolefina, pero es especialmente eficazcuando es usado junto con NOVATECS. Proporciona alta emulsificación yalta humectación, y contribuye alcontrol de filtrado ATAP del sistemaNOVATEC. NOVATEC P es un líquido yno contiene solventes dehidrocarburos.

• NOVATEC S es el emulsificantesecundario en el sistema de lodo basesintético NOVATEC. El producto estádiseñado para ser usado en el sistemaNOVATEC para proporcionar unaestabilidad alta de la emulsión y unahumectación orgánica alta. NOVATECS puede ser usado solo para formaremulsiones estables de agua enolefina, pero es especialmente eficazcuando se usa como complementode NOVATEC P. Cuando se usan juntos,NOVATEC S y NOVATEC P reaccionanpara formar emulsiones muy establesy proporcionar potentes propiedadesde humectación. NOVATEC Scontribuye al control de filtradoATAP del sistema NOVATEC. Se trata deun líquido y no contiene solventesde hidrocarburos.

• NOVATEC F es un reductor líquido defiltrado para el sistema de lodo basesintético NOVATEC. NOVATEC F es usadopara aumentar el control de filtrado enel sistema NOVATEC, normalmente arelaciones sintético/agua altas y atemperaturas mayores que 300ºF(149ºC). NOVATEC F causa unareducción rápida de la filtración ATAPcuando se usa a niveles deconcentración relativamente bajos.NOVATEC F es estable a altastemperaturas (>390ºF (200ºC)).

Aditivo Función ConcentraciónNOVATEC® B Fase continua 60 - 95% vol, fase líquidaAgua dulce Fase acuosa 5 - 40% vol, fase líquidaCaCl2 Salinidad, fase acuosa 15 - 30% peso, fase acuosaVG-69® Viscosificador 3 - 10 lb/bbl (9 - 30 kg/m3)NOVATEC® P Primary emulsifier 3 - 10 lb/bbl (8 - 30 kg/m3)NOVATEC® S Emulsificante secundario / agente humectante 2 - 8 lb/bbl (6 - 22 kg/m3)NOVATEC® F Control de filtrado 3 - 7 lb/bbl (8 -20 kg/m3)NOVAMODTM Modificador de reología 1 - 3 lb/bbl (3 - 9 kg/m3)Cal Control de alcalinidad 4 - 8 lb/bbl (11- 23 kg/m3)

Tabla 3: Aditivos del sistema NOVATEC.

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El sistemaNOVATEC...usaAlfaolefinasLineales(LAO) comofasecontinua.



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TABLA DE FORMULACIÓN DE NOVATECBARITA (25% EN PESO DE SALMUERACaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)


viscosificante será variable según ladensidad del lodo, la relación S/A, laspropiedades del fluido requeridas o laestabilidad térmica. Por ejemplo, unsistema NOVATEC de 9 lb/gal (1,08 SG)con una relación sintético/agua de90:10 necesitaría más viscosificante ymenos agente humectante que losvalores indicados en la siguientetabla. Como siempre, se recomiendarealizar pruebas piloto antes de tomarcualquier acción en el equipo deperforación.

Relación S/A → 60:40 70:30 80:20 90:10(Peso del Lodo) (8,5 - 10 lb/gal) (11 - 13 lb/gal) (14 - 16 lb/gal) (17 - 18 lb/gal)

NOVATEC® P 6 – 8 lb/bbl 7 - 9 lb/bbl 8 - 10 lb/bbl 9 - 11 lb/bbl

NOVATEC® S 2 - 4 lb/bbl 3 - 5 lb/bbl 4 - 6 lb/bbl 5 - 7 lb/bbl

NOVATEC® F 3 - 5 lb/bbl 3 - 5 lb/bbl 4 - 6 lb/bbl 4 - 6 lb/bbl

NOVAMODTM 0.5 - 1 lb/bbl 1 - 1.5 lb/bbl 0.5 - 1.0 lb/bbl 0 lb/bbl

Cal 4 - 8 lb/bbl 4 - 8 lb/bbl 3 - 7 lb/bbl 2 - 6 lb/bbl

VG-69® 2 - 4 lb/bbl 3 - 6 lb/bbl 3 - 6 lb/bbl 2 - 4 lb/bbl

HRPTM Según sea necesario Según sea necesario Según sea necesario Según sea necesario


Tabla 4: Formulaciones del sistema NOVATEC.

Relación Sintético: Peso del Lodo NOVATEC B Agua CaCl2 M-I BAR

Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

8,5 0,527 0,373 46,0 12,2

60:40 9 0,517 0,366 45,1 39,4

10 0,495 0,352 43,4 93,8

11 0,548 0,252 31,0 165,4

70:30 12 0,523 0,242 29,7 219,0

13 0,498 0,231 28,5 272,6

14 0,538 0,146 18,0 341,3

80:20 15 0,510 0,139 17,1 394,2

16 0,482 0,132 16,3 447,1

90:1017 0,516 0,062 7,7 515,4

18 0,485 0,059 7,3 567,6


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SISTEMA ECOGREENEl sistema ECOGREEN es el sistema basesintético de M-I que usa un éster comolíquido base. Los sistemas ECOGREEN

están emulsionados de manera muyestable y pueden ser diseñados paratener un filtrado bajo. La estabilidadtérmica de estos sistemas es más bajaque la de los sistemas NOVAPLUS oNOVATEC. Las aplicaciones del sistemaECOGREEN no deberían exceder 300ºF(149ºC). Las propiedades de perforaciónson similares a las de los sistemasconvencionales de emulsión inversa(aceite diesel o aceite mineral), exceptoen lo que se refiere a la ViscosidadPlástica (VP), la cual es típicamente másalta en los sistemas ECOGREEN que en lossistemas convencionales de emulsióninversa que tienen densidades yrelaciones aceite/agua comparables.

Se recomienda usar salmuera CaCl2como fase interna. La concentraciónmás común de salmuera CaCl2 es 25%en peso, la cual tiene una densidad de10,3 lb/gal (1,23 SG). Concentracionesmás altas de salmuera CaCl2 pueden serusadas, pero la concentración de CaCl2no debería exceder el punto desaturación, o sea 40% en peso. Paramayor seguridad, la concentración deCaCl2 debería permanecer debajo de35% en peso. A concentraciones másaltas, la fase interna puededesestabilizarse y el sistema puede sufrirproblemas graves.

Los productos para el sistemaECOGREEN están enumerados en la Tabla5, la cual incluye una descripción brevede cada producto.

• ECOGREEN B es el líquido a base deéster para el sistema ECOGREEN. Elnombre y la información técnicapueden variar según su origen (ésterderivado de aceites vegetales, como elaceite de palmera o de coco, o deaceites de pescado). Las variaciones delas propiedades físicas entre losdiferentes tipos de ésteres afectaránlas propiedades finales del sistemaECOGREEN.

• ECOGREEN P es el emulsificanteprimario para el sistema ECOGREEN.ECOGREEN P puede ser usado solopara formar emulsiones estables deagua en éster, pero es especialmenteeficaz cuando se usa junto conECOGREEN S. Proporcionaemulsificación, humectación ycontribuye al control de filtradoATAP del sistema ECOGREEN.ECOGREEN P es un líquido y nocontiene solventes de hidrocarburos.

• ECOGREEN S es una mezcla de agentestensioactivos y se usa comoemulsificante secundario y agentehumectante primario para el sistemaECOGREEN. ECOGREEN S es parteintegrante del sistema ECOGREEN ydebería ser usado junto con ECOGREEN

P para la preparación del fluido deperforación nuevo. Las propiedades deECOGREEN S contribuyen a ladispersión y suspensión de los sólidospara mejorar el control reológico.Contribuye al control de filtrado ATAPen el sistema ECOGREEN. Se trata de unlíquido y no contiene solventes dehidrocarburos.

Aditivo Función Concentración

ECOGREEN B Fase continua 70 - 95% vol, fase líquida

Agua dulce Fase acuosa 5 - 30% vol, fase líquida

CaCl2 Salinidad, fase acuosa 15 - 30% peso, fase acuosa

ECOGREEN VIS Viscosificador 3 - 10 lb/bbl (9 - 30 kg/m3)

ECOGREEN P Emulsificante primario 3 - 12 lb/bbl (9 - 36 kg/m3)

ECOGREEN S Emulsificante secundario / agente humectante 1 - 4 lb/bbl (3 - 12 kg/m3)

ECOGREEN FP Control de filtrado 1 - 4 lb/bbl (3 - 12 kg/m3)

Cal Control de alcalinidad 4 - 6 lb/bbl (11- 23 kg/m3)

Tabla 5: Aditivos del sistema ECOGREEN.

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El sistemaECOGREEN...usaun éster comolíquido base.

TABLA DE FORMULACIÓN DE ECOGREENBARITA (25% EN PESO DE SALMUERACaCl2: PUREZA DE SAL DE 96%)


viscosificante será variable según ladensidad del lodo, la relación S/A, laspropiedades del fluido requeridas o laestabilidad térmica. Por ejemplo, unsistema ECOGREEN de 9 lb/gal (1,08 SG)con una relación sintético/agua de90:10 necesitaría más viscosificante ymenos agente humectante que losvalores indicados en la siguientetabla. Como siempre, se recomiendarealizar pruebas piloto antes de tomarcualquier acción en el equipo deperforación.



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• ECOGREEN FP es usado como aditivode control de filtrado para el sistemaECOGREEN. Está especialmentediseñado para actuar comocomplemento de los emulsificantesdel sistema ECOGREEN paraproporcionar un control rigurosodel filtrado ATAP a concentracionesbajas del producto. Cuando se usaconjuntamente con otros

emulsificantes ECOGREEN y conECOGREEN VIS, ECOGREEN FP ayudará aaumentar la reología. • ECOGREEN VIS es una arcilla

organofílica especialmente diseñadapara aumentar la viscosidad en elsistema ECOGREEN. ECOGREEN VIS

proporcionará la viscosidad y lasuspensión del materialdensificante.

Relación S/A → 70:30 80:20 90:10(Peso del Lodo) (9 - 11 lb/gal) (12 - 14 lb/gal) (15 - 17 lb/gal)

ECOGREEN P 8 – 10 lb/bbl 10 - 12 lb/bbl 10 - 12 lb/bbl

ECOGREEN S 2 - 4 lb/bbl 3 - 5 lb/bbl 4 - 6 lb/bbl

ECOGREEN FP 1 - 2 lb/bbl 2 - 3 lb/bbl 2 - 3 lb/bbl

Cal 3 -4 lb/bbl 3 - 4 lb/bbl 3 - 4 lb/bbl

ECOGREEN VIS 2 - 6 lb/bbl 2 - 6 lb/bbl 2 - 6 lb/bbl


Tabla 6: Formulaciones del sistema ECOGREEN.

Relación Sintético: Peso del Lodo ECOGREEN B Agua CaCl2 M-I BAR

Agua (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)

9 0,618 0,276 34,0 41,8

70:30 10 0,593 0,266 32,8 96,3

11 0,568 0,255 31,4 150,7

12 0,612 0,162 20,0 220,0

80:20 13 0,583 0,155 19,1 273,4

14 0,555 0,148 18,2 327,1

15 0,592 0,70 8,6 393,8

90:10 16 0,560 0,66 8,2 446,9

17 0,528 0,63 7,8 500,0


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Es esencial evitar la contaminacióncon aceite diesel o aceite mineral.Cualquier contaminación de aceitepuede impedir que el lodo basesintético cumpla con los reglamentosambientales locales, lo cual resultaráen la prohibición de la descarga derecortes asociados con el uso de estefluido. Por lo tanto, será necesarioaislar todas las tuberías de aceite diesely otros aceites de petróleo, y limpiarlos tanques y las tuberías de mezcla.Además, ciertas precauciones debenser tomadas para asegurar que no seproducirá ninguna pérdida. En lo quese refiere al manejo del lodo basesintético, será necesario poner enpráctica procedimientos preventivospara minimizar las pérdidas.

El procedimiento de mezcla es elsiguiente:1. Antes de mezclar el lodo base

sintético, mezclar la salmueraCaCl2 en un tanque separado.

2. Llenar el tanque de mezcla con elvolumen requerido de fluido basesintético.

3. Añadir el viscosificador, aplicandoel esfuerzo de corte más altoposible.

4. Añadir la cal, si se requiere, ysometer el sistema al esfuerzo decorte durante 15 a 20 minutos.

5. Añadir el emulsificante primario yel emulsificante secundario ymezclar durante 15 a 20 minutos.

6. Añadir el agente humectante.7. Añadir lentamente la salmuera

CaCl2 durante un periodo de 20 a30 minutos, y seguir mezclandohasta que deje de ser práctico.

8. Añadir el aditivo de filtrado.9. Añadir la barita para densificar el

fluido de perforación hasta ladensidad deseada.

10. Añadir el modificador de reología,si es necesario.

11. Seguir mezclando durante por lomenos una hora más, y luegorealizar un control completo dellodo.

OBSERVACIÓN: Como para los lodosbase aceite, la reología final y laspropiedades de filtrado ATAP no seránobtenidas hasta que el lodo esté expuestoa la temperatura y al esfuerzo de corte, alser circulado a través del pozo. Por lotanto, los ajustes finales de estaspropiedades no deberían ser realizadoshasta que el sistema se estabilice despuésde varias circulaciones.

El mantenimiento y tratamiento generalde cualquiera de los sistemas basesintético de M-I es similar al de los lodosconvencionales base aceite, incluyendoel tratamiento de los productos y elajuste de las propiedades del fluido.Consultar el capítulo sobre EmulsionesNo Acuosas para más detalles sobre laspropiedades, el mantenimiento y lostratamientos.

OBSERVACIONES SOBRE ECOGREEN

1. El sistema ECOGREEN no tolerará elH2S o el gas ácido debido a lanaturaleza del éster base. Los ácidos

hidrolizan o descomponen los ésterespara formar alcoholes y ácidos grasos(ver la sección siguiente sobreQuímica de los Sintéticos). ECOGREEN

no debería ser usado si se anticipa lacontaminación de H2S.

2. Tener cuidado al desplazar elsistema ECOGREEN con cemento. Lacontaminación cruzada debería serevitada para impedir los problemascon el fluido ECOGREEN o el cementopropiamente dicho. Un volumen deespaciador suficiente esindispensable.

Mantenimiento

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Es esencialevitar lacontaminacióncon aceitediesel o aceitemineral.

Procedimiento de Mezcla



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Los cálculos para los sistemas de lodobase sintético de M-I son los mismosque para los lodos convencionales baseaceite diesel o aceite mineral. Lainformación relacionada con laGravedad Específica (SG) del fluido basesintético en particular (i.e. IOC1618,NOVATEC B o ECOGREEN B) puede hallarseen las Hojas de Seguridad de losMateriales (MSDS). En la sección sobreQuímica de este capítulo, se proporcionauna lista de los rangos generales de SGpara olefinas internas, alfaolefinas

lineales, ésteres y otros fluidos base. Loscálculos que están cubiertos por elCapítulo 11 sobre Emulsiones NoAcuosas incluyen:• Análisis de sólidos.• Alcalinidad y contenido de cal.• Salinidad o actividad.• Ajuste de la relación aceite/agua.• Ajuste de la concentración de sal.

El cálculo relacionado con lacantidad de lodo base sintéticoretenida en los recortes se proporcionaal final de este capítulo.

Pruebas

Cálculos

Los procedimientos de prueba decampo para los lodos base sintético sonlos mismos que para los sistemasconvencionales de emulsión inversa(ver el Capítulo 3, Pruebas). Laspropiedades aceptables del lododependen en cierta medida del fluidobase y pueden variar de un fluido aotro.

Sin embargo, hay una pruebaadicional que puede ser solicitadacuando se descarga un sistema basesintético. Se trata del análisis de retortapara determinar la retención de lodobase sintético sobre los recortes. Se usaesta prueba para monitorear lacantidad de lodo base sintéticodescargada en los recortes. Puede serrequerida a efectos de conformidad

ambiental, gestión del lodo oIngeniería Integrada de Fluidos (IFE).Recordamos que el costo de lossistemas base sintético es alto y quecualquier desecho innecesario puedeser costoso. Diferentes regionesimponen sus propios límites oprotocolos en lo que se refiere a lacantidad de fluidos base sintético en losrecortes y al método para determinardicha cantidad. Usted debe asegurarseque está familiarizado con el protocololocal, cuando sea necesario. Al final deesta sección se proporciona el métododel procedimiento de prueba API RP-13B-2, “Contenido de Aceite y Agua delos Recortes para un Porcentaje Mayorque 10%”.


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Una revisión rápida de la química delos materiales base sintético esimportante para lograr unentendimiento de algunas de susaplicaciones y limitaciones. Laquímica básica de estos materialesdefine las propiedades físicas, laslimitaciones técnicas, así como eldestino y el efecto sobre el medioambiente de cada fluido base.

LÍQUIDOS BASE DE PRIMERA GENERACIÓN– PAO, ÉSTERES, ÉTERES Y ACETALESLas estructuras generalizadas de estosproductos de primera generación seilustran en la Figura 1, y suspropiedades físicas pertinentes estánenumeradas en la Tabla 7.

Los ésteres, éteres y acetalescontienen oxígeno en sus estructuras.Esta característica común nocorresponde a trayectorias comunes dereacción, ya sea químicamente obiológicamente. En la molécula deéster, los dos oxígenos crean un sitiode carbono activo que es vulnerable alataque por reactivos acídicos obásicos. El resultado sería ladegradación del éster para producir elalcohol y ácido carboxílicocorrespondiente. Este proceso dedescomposición es lo que le provee alSBM tipo éster una velocidad debiodegradación tan rápida, tanto enlas pruebas de laboratorio como en lascondiciones del lecho marino.

En una situación de perforación, laspreocupaciones relacionadas con eluso de ésteres estarían centradas entorno a las aplicaciones de altatemperatura, la contaminación decemento y el influjo de gas ácido. Losésteres pueden ser diseñadosquímicamente mediante el ajuste delas cadenas laterales de alquilo R1 y R2(i.e., se optimiza n, m y p, como en la

Figura 1), para que logren unaestabilidad térmica más alta y seanmás resistentes a la hidrólisis ácida obásica. Lo ideal sería equilibrar estosaspectos de un compuesto de éstercon las propiedades físicas que sonadecuadas para que el fluido sea usadocomo lodo de perforación. Aunque lamolécula de éster no esté asociada conninguna estructura de tipo aromático,los ésteres tienen un bajo punto deanilina y han sido implicados en lafalla de los elastómeros.

El oxígeno en el éter no activasuficientemente los carbones que lorodean para hacer que seanvulnerables al ataque de los ácidos ode las bases. Este factor, junto con supeso molecular y el grado deramificación en su esqueletocarbonado, contribuye a la bajavelocidad de degradación del SBMtipo éter. Sin embargo, el SBM de étertiene una alta estabilidad hidrolítica yno sufre algunas de las limitacionestécnicas que están asociadas con losésteres.

Aunque el material a base de acetalsea un diéter, su reactividad es un

Los ésteres,éteres yacetalescontienenoxígeno ensusestructuras.

Química de los Sintéticos

Propiedades Típicas PAO Éster Éter Acetal

Densidad (SG) 0,80 0,85 0,83 0,84

Viscosidad a 40°C (cSt)* 5,0 - 6,0 5,0 - 6,0 6,0 3,5

Punto de inflamación (°C) >150 >150 >160 >135

Punto de fluidez (°C) <-55 <-15 <-40 <-60

Punto de anilina (°C) 108 25 40 —

*cSt = centi-Stokes = cP ÷ SG.

Tabla 7: Propiedades típicas de los líquidos base sintético de primera generación.

La químicabásica...definelaspropiedadesfísicas, laslimitacionestécnicas, asícomo eldestino y elefecto sobre elmedioambiente decada fluidobase.

CH 3 (CH2)n C=O

O (CH2)m CH3

Ester

CH 3 (CH2)n C=CH

(CH2)p CH3

PAO

(CH2)m CH 3

CH 3 (CH2)n O Ether(CH2)n CH3

CH 3 (CH2)n O

CH (CH2)m CH 3

AcetalO (CH2)p CH3

Ether linkage

Ester linkage

Figura 1: Estructura de los sintéticos de primerageneración.

n, m y p son números enteros; las PAO pueden ser hidrogenadas o no hidrogenadas.

Enlace de ésterÉster

Éter

Enlace de éter



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tanto diferente de la del éter. Como eléter, este material demuestra laestabilidad hidrolítica a altastemperaturas bajo condiciones básicasque es típica de los fluidos deperforación de emulsión inversa. Sinembargo, las condiciones acídicashidrolizan el acetal en suscomponentes básicos, o sea el alcohol(2 moles) y el aldehído (1 mol). Lascadenas laterales de hidrocarburo R1 yR2 deben ser optimizadas para obtenerun balance apropiado entre laspropiedades físicas como fluido deperforación y la reactividad química,para los requisitos técnicos yambientales.

Las PAO son hidrocarburossintéticos formados a partir de LAO(ver la próxima sección). Las PAO sonalquenos ramificados (nohidrogenados) o alcanos ramificados(hidrogenados). El término PAO es untérmino genérico que se refiere a losmateriales tanto hidrogenados comono hidrogenados. Las PAO tienenbajos puntos de fluidez debido a sunaturaleza muy ramificada. Sinembargo, esta ramificación hace quesu velocidad de degradación seamucho más lenta que loshidrocarburos más lineales como lasLAO, IO o LP. A diferencia de losésteres, éteres y acetales, las PAO nocontienen oxígeno, y por lo tanto sonmás estables en presencia de altastemperaturas, altas alcalinidades,gases ácidos y otros contaminantesquímicos.

Aunque los ésteres, éteres y acetalestambién sean producidos medianteun proceso sintético, sus materiasprimas son más costosas que eletileno. Este mayor costo de lasmaterias primas, unido al diferenteproceso de fabricación, resulta en unfluido base más costoso para estosmateriales.

LÍQUIDOS BASE DE SEGUNDAGENERACIÓN – IO, LAO Y LP

La estructura general de una olefinainterna, una alfaolefina lineal y unaparafina lineal está ilustrada en laFigura 2. Estas moléculas, como lasPAO, sólo contienen carbono ehidrógeno. Muchas veces estosmateriales son llamados hidrocarburossintéticos, cuando son derivadosestrictamente de un proceso sintético,en contraposición a los que resultande la refinación de un destilado depetróleo. Las propiedades físicastípicas para las IO, LAO y LP estánindicadas en la Tabla 8.

Las polialfaolefinas, las olefinasinternas o isomerizadas, y lasalfaolefinas lineales pertenecenbásicamente a la misma familiaquímica – las olefinas. Todas sonfabricadas a partir del etileno puro(ver la Figura 3). El etileno es elmonómero (componente básico) eneste proceso para oligomerizar oformar las LAO. La oligomerización esla polimerización hacia un productode peso molecular más bajo. Si secuenta con el calor y los catalizadoresapropiados, este proceso puede ir aúnmás lejos, enlazando los oligómerosen moléculas ramificadas (PAO).Cuando dos oligómeros idénticosreaccionan para formar una molécula,el proceso se llama dimerización.Asimismo, si tres oligómeros idénticosse enlazan, el proceso se llama

CH = CH 2CH 3 (CH2)n LAO

CH = CH 2CH 3 (CH2)n IOCH 3(CH2)n

CH3CH 3 (CH2)n LP

Figura 2: Estructura de los sintéticos de segundageneración.

Propiedades Típicas LP LAO IODensidad (SG) 0,77 0,77 - 0,79 0,77 - 0,79Viscosidad a 40°C (cSt) 1,75 - 2,5 2,1 - 3,1 3,1Punto de inflamación (°C) >90° 113° - 146° 137°Punto de fluidez (°C) -10° -12° - +3° -24°Punto de anilina (°C) >93° ~94° ~94°

Tabla 8: Propiedades típicas de los líquidos base sintético de segunda generación.

Etileno

Oligomerización

Dimerización

Isomerización

LAO

IO

PAO

Figura 3: Relaciones de LAO, IO y PAO.

Las PAO sonhidrocarburossintéticosformados apartir deLAO...

El etileno eselmonómero...en esteproceso paraoligomerizaro formar lasLAO.


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trimerización. Los IO son sintetizadosmediante la isomerización de las LAO(la isomerización cambia la estructurade una molécula pero no sucomposición atómica). Asimismo, lasPAO son obtenidas mediante ladimerización o trimerización de lasLAO.

Una vez formados, los materiales deLAO, IO o PAO son destilados paraaislar los rangos de peso molecularindividuales, en base al número decarbono total. Por ejemplo, el pesomolecular de las LAO varíaaproximadamente de 112 (C8H16) a 280(C20H40). Se destila esta mezcla de LAOpara obtener cortes bien diferenciadosde una LAO individual o mezclas deLAO. Por lo tanto, el término LAOC14C16 es una mezcla de LAO C14H28 yC16H32. Asimismo, la LAO C16C18 esuna mezcla de LAO C16H32 y C18H36.

El material IO se forma calentando laLAO con un catalizador. Laisomerización de un compuestosignifica que lo único que cambia es laestructura del material, pero no su pesomolecular. Por lo tanto, la PAO C16C18es convertida en IO C16C18 con lamisma proporción de materiales C16H32y C18H36. Las LAO y las olefinasisomerizadas o internas tienencomposiciones químicas y estructurasmuy similares. La diferencia estructuralentre los productos de IO y LAO es que,en la LAO, el enlace doble está ubicadoen la posición terminal o alfa(Estructura 1), mientras que en la IO(Estructura 2), el enlace doble estáubicado entre dos átomos internos decarbono.

Esta variación estructural causadiferencias entre las propiedades físicasde los materiales de LAO e IO que

tienen pesos moleculares idénticos. Lamayor diferencia puede observarse en loque se refiere al punto de fluidez (ver laTabla 9). El enlace doble interno de la IOda origen a otros isómeros estructurales(cis y trans) que no permiten lacompactación uniforme de lasmoléculas de IO al enfriarse. Por lotanto, el punto de fluidez de la IO esmás bajo que el punto de fluidez de laLAO.

Las olefinas son térmicamente establesy toleran bien la contaminación. No sonafectadas por la alta alcalinidad queresulta de la perforación del cemento, ylas adiciones de cal para el tratamientode los gases ácidos no las afectarán.Tampoco son afectadas por la sal y laanhidrita. Las olefinas no hidratarán nicausarán el hinchamiento de las arcillas.

Los materiales de parafina linealtienen composiciones químicas similaresa los productos de LAO e IO, exceptoque no contienen ningún enlace dobley su cadena principal de carbono, comola LAO, es esencialmente lineal. Las LPsestán clasificadas como alcanos (sin losenlaces dobles), en contraposición conlas LAOs y las IOs, las cuales sonalquenos (con enlaces dobles). Laausencia del enlace doble y la linealidadde la molécula en una LP aumentarán elpunto de fluidez y la viscosidadcinemática, en comparación con unaLAO o IO que contiene el mismonúmero de átomos de carbono. Por lotanto, para ajustar la composición delfluido base a fin de obtener propiedadesde flujo adecuadas de un SBM, seránecesario mezclar LPs de peso molecularmás bajo. Estas LPs de peso molecularmás bajo afectan otras propiedadescomo el punto de inflamación y losvapores, así como las característicasambientales de toxicidad ybiodegradación.

Las parafinas lineales pueden serfabricadas mediante un procesopuramente sintético o mediante unproceso de refinación de múltiplesetapas que incluye el hidrocraqueo y eluso de la separación con tamizmolecular.

Material Viscosidad a 40°C (cSt) Punto de Inflamación (°C) Punto de Fluidez (°C)

LAO C16C18 3,1 146 +3

IO C16C18 3,1 137 -24

LAO C14C16 2,1 114 -12

Tabla 9: Propiedades físicas de los líquidos a base de LAO e IO.

...el punto defluidez de laIO es másbajo que elpunto defluidez de laLAO.

...paraajustar lacomposicióndel fluidobase a fin deobtenerpropiedadesde flujoadecuadasde un SBM,seránecesariomezclar LPsde pesomolecularmás bajo.

Estructura 1: C16H32 LAO.

Estructura 2: C16H32 IO (una de varias estructuras).

Figura 4: Diferencia estructural entre IO y LAO.



CAPÍTULO

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Las restricciones legales relacionadascon la descarga al mar de recortesrecubiertos por un lodo base sintéticoen particular han determinado los tiposde SBM que son comercializados yvendidos en una región específica. Estasrestricciones están típicamenterelacionadas con las pruebas deevaluación ambiental, las cuales puedenponerse en grupos relacionados con latoxicidad, la biodegradación, labioacumulación y el impacto sobre ellecho marino. Los principios generalesde la ciencia ambiental están descritosmás detalladamente en el capítulo sobreSalud, Seguridad y Medio Ambiente.Esta sección describirá resumidamentela manera en que estos principiosmueven el mercado de sintéticos.

La toxicidad se determina mediantepruebas realizadas sobre organismosvivos. Las diferentes agencias conpotestad normativa y diferentesgobiernos usan diferentes organismos yprotocolos de prueba para determinar latoxicidad. La reacción a una sustanciavaría de un organismo a otro, por lotanto la toxicidad y la aceptabilidad decada material puede variar de un país aotro. En general se reporta la toxicidadcomo la concentración de una sustanciaque producirá un índice de mortalidadespecificado en el organismo de laprueba, después de un tiempodeterminado. Este número constituye laLC50, o la Concentración Letal (LC) quecausa una mortalidad de 50% de lapoblación de un organismo específico.

Algunos países requieren que más deun organismo sea sometido a pruebaspara determinar la aceptabilidad de unsistema de lodo determinado. Porejemplo, los países del Mar del Norte(Noruega, Holanda, Dinamarca y el RU)requieren que la prueba sea realizadasobre tres especies – un alga, unherbívoro y un regenerador desedimentos. La química del fluido basesintético, tal como el peso molecular ola estructura, afecta directamente latoxicidad del SBM. También se debesopesar las cuestiones de toxicidad conotros factores como la biodegradación yla bioacumulación, para evaluar laaceptabilidad ambiental global.

Las pruebas de biodegradación songeneralmente realizadas bajocondiciones aerobias (con oxígeno) y

anaerobias (sin oxígeno) paradeterminar la velocidad de degradaciónde una sustancia. Las grandesacumulaciones de recortes que no sedegradan constituyen un problemaambiental grave en algunos ambientesde descarga. Las pruebas debiodegradación son usadas para estimarel tiempo durante el cual una sustanciapermanecerá o durará en el medioambiente antes de descomponerse. Engeneral se desea obtener unadegradación rápida de las sustancias.Sin embargo, las sustancias que sufrenuna degradación aerobia rápida puedenagotar el oxígeno del área alrededor dela descarga y causar un efecto tóxico.

La química del fluido base sintético,tal como el peso molecular o laestructura, afecta directamente labiodegradación (aerobia y anaerobia)del SBM. Hay numerosos protocolos deprueba para las pruebas debiodegradación aerobia y anaerobia, yse debe proceder con cuidado alcomparar los resultados entre losdiferentes métodos de prueba. Algunospaíses requieren pruebas debiodegradación para la aprobación delos SBM. Consulte a su representantelocal de M-I o póngase en contacto conel departamento ambiental de M-I paraobtener información detallada sobre laconformidad con los reglamentoslocales.

Las pruebas de bioacumulacióndeterminan si una sustancia se acumulaen los tejidos de los organismos que sonexpuestos a dicha sustancia, o en lostejidos de las especies predadoras que sealimentan de las especies expuestas a lasustancia. Los niveles de una sustanciaque no son tóxicos en el medioambiente pueden alcanzar nivelestóxicos en los tejidos, si la sustancia seacumula en éstos. La bioacumulaciónde una sustancia es un motivo depreocupación para el personal que estáexpuesto a dicha sustancia, y tambiéndebido a la amenaza potencial quepuede constituir si la sustancia seacumula en el tejido de organismosusados como alimentos. La química delfluido base sintético, tal como el pesomolecular y la estructura, afectadirectamente la bioacumulación delSBM.

Cuestiones Relacionadas con la Salud, la Seguridad y elMedio Ambiente

La químicadel fluidobase sintético,tal como elpesomolecular ola estructura,afectadirectamentela toxicidaddel SBM.


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Los estudios del lecho marino tienenpor objeto determinar el impacto de lasdescargas de SBM sobre el lechomarino. Estos estudios pueden incluir lapresencia o los residuos de cualquierSBM y la evaluación de los organismosque viven en el lecho marinopropiamente dicho. Las propiedadesfísicas, tal como la granulometría, elcontenido de oxígeno y la salinidad delagua, también pueden ser medidas.Estos estudios miden el efectocombinado de la toxicidad,biodegradación y bioacumulación enun ambiente de descarga en particular.Los factores como la corriente, laprofundidad del agua y las condicionesdel lecho marino desempeñan un papelimportante en lo que sucede con lasdescargas de SBM en un área enparticular.

Otras pruebas son usadas para tratarlas preocupaciones ambientales a nivelregional. Por ejemplo, la prueba deformación de película estática tiene porobjeto evitar la contaminación de aceiteen los fluidos de perforación. Técnicasanalíticas más complicadas, tales comolas técnicas de Cromatografía deGas/Espectrometría en Masa (GC/MS) oRayos Ultravioletas (UV), pueden serusadas para desempeñar la mismafunción.

El aspecto más importante de lascuestiones ambientales y laspreocupaciones para la salud y laseguridad, en lo que se refiere a losSBM, es que son fundamentales para lacapacidad de usar un tipo particular desistema base sintético en un áreadeterminada. Las cuestionesambientales seguirán desempeñandoun papel muy importante en eldesarrollo de lodos base sintético. Lascuestiones de comercialización a cortoplazo serán impulsadas por elcumplimiento de los reglamentos,mientras que el uso a largo plazo seráimpulsado por el impacto sobre elmedio ambiente.

SALUD Y SEGURIDAD PARA LOS LODOSBASE SINTÉTICOLos peligros relacionados con el usode SBMComo todos los productos químicos, losSBM pueden ser peligrosos para la saludsi no son manejados correctamente. Loslíquidos sintéticos usados para preparar

SBM son menos tóxicos y menosirritantes que los aceites usados en loslodos base aceite. Sin embargo, los SBMson difíciles de eliminar de la piel ycontienen algunos productos químicosirritantes como el cloruro de calcio y lacal. Esto significa que los SBM puedenser bastante irritantes para la piel y losojos si no se toman ciertasprecauciones. Asimismo, la neblina y elvapor de los SBM, especialmente en elárea alrededor de las zarandas, puedenser irritantes para el sistema respiratorio.Protección personal al usar SBMPRECAUCIONES GENERALES• Siempre mantener las Hojas de

Seguridad de los Materiales (MSDS)disponibles en el sitio, para todos losmateriales se están manejando. Leer yseguir todas las instruccionescontenidas en las MSDS.

• Evitar cualquier contacto innecesariocon el lodo.

• Limpiar el lodo de la piel lo antesposible, y lavar con jabón.

• Si el lodo se absorbe a través de laropa, cambiar de ropa y lavarse loantes posible.

• Usar una buena higiene personal,lavándose minuciosamente despuésde cada turno.

• El SBM es muy resbaladizo. Mantenerdespejadas las cubiertas y las escaleras.

Recomendaciones de Equipos deProtección Personal (EPP)Para las operaciones que requierenmucho contacto con el lodo, usar lossiguientes procedimientos y EPP. Seguirsiempre las instrucciones del fabricanteal usar los EPP.• Piel. El problema de salud que se

señala más comúnmente en relacióncon el manejo de los SBM es ladermatitis o la irritación de la piel. Elsiguiente proceso de cuatro etapastiene por objeto evitar la dermatitiscuando se manejan SBM y aliviar lasirritaciones menores. Si no es tratada,una irritación menor de la piel puedeempeorar y resultar en un picor fuertey ampollas que pueden infectarse. Loscasos de dermatitis grave,especialmente si se sospecha que hayuna infección, deberían ser remitidosinmediatamente a un médico.

• Protección. Además de la ropa y delos equipos protectores mencionadosa continuación, antes de cualquier

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Los factorescomo lacorriente, laprofundidaddel agua ylascondicionesdel lechomarinodesempeñanun papelimportanteen lo quesucede conlas descargasde SBM enun área enparticular.



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contacto potencial con la pielexpuesta, aplicar una crema “barrera”en las partes de la piel que no esténprotegidas por cualquier otra formade EPP. Usar una crema a base desilicona o una crema que estéespecialmente diseñada para protegercontra los productos a base de aceite.

• Limpieza. Usar un jabón destinado aeliminar el aceite y la grasa de la piel,tal como las preparaciones de jabónsin agua usadas por los mecánicos. Nose debe lavar la piel con aceite diesel oproducto de lavado del equipo deperforación.

• Regeneración. Para evitar de teneruna piel irritada y agrietada, aplicaruna crema regeneradora de la pielpara restablecer la humedad y losaceites naturales eliminados porfrecuentes lavados.

• Alivio. Si es necesario, usar una cremade hidrocortisona que se vende sinreceta para aliviar las irritacionesmenores. Seguir las instrucciones yprecauciones proporcionadas por elfabricante.

• Ojos. Usar anteojosquimiorresistentes.

• Cuerpo. Usar ropa impermeable, talcomo los trajes de trabajo desechablesTYVEK® para climas calurosos, o lostrajes encerados para climas fríos.

• Manos. Usar guantes impermeablesde nitrilo, neopreno o un materialequivalente.

• Pies. Llevar botas impermeables denitrilo, uretano/vinilo o un materialequivalente.

• Sistema respiratorio. Usar una semi-máscara desechable o reutilizable parapartículas P95 aprobada por NIOSHpara la neblina/aerosol, o unrespirador de vapores orgánicosaprobado por NIOSH/MSHA, para losvapores.

Recomendaciones para lavar la ropaAsegúrese que su ropa esté limpia antesde ponérsela. Para la ropa que está muycontaminada con SBM, se requierenprocedimientos especiales para lavarla.Estos procedimientos deben seradaptados según los equiposdisponibles y las condiciones existentes;sin embargo, las siguientes sugerenciashan dado buenos resultados:• Designar una máquina de lavar para

lavar solamente la ropa enlodada. Laropa que no está contaminada conSBM debería ser lavada en otramáquina.

• Dejar la ropa enlodada en remojodurante 1 a 2 horas, en una soluciónde detergente, antes de lavarla. Estopuede hacerse en un contenedorcomo un bidón limpio de 55 galoneso un gran cubo de basura de plástico.

• No sobrecargar las máquinas delavar.

• Lavar la ropa enlodada por lo menosdos ciclos de lavado, usando aguacaliente y un detergente normal.Otros ciclos pueden ser necesariospara la ropa que está muy enlodada.Agregar detergente cada vez que serepite el ciclo de lavado.

Debido al alto costo de los Lodos BaseSintético (SBM) y a las consecuenciasgraves que pueden producirse cuandoun SBM está contaminado, hay unaserie de precauciones y aspectosespeciales con los cuales el ingeniero delodo debe estar familiarizado al usar unSBM. Estos aspectos están relacionadoscon el equipo de perforación, el equipode control de sólidos, las prácticas deperforación y los problemasencontrados durante la perforación.

MODIFICACIONES DEL EQUIPO DEPERFORACIÓNAunque los fluidos base sintético sean

más aceptables que los lodos base aceitedesde el punto de vista ambiental, elprecio de estos fluidos exige que susdescargas sean reducidas al mínimo. Losequipos de perforación que usan lodosbase sintético deberían estar provistosde los mismos equipos que los equiposde perforación que usan lodos baseaceite. El equipo de perforación deberíaser modificado de la siguiente manera:• Las bombas centrífugas deberían tener

una empacadura mecánica paraimpedir la contaminación del sistemacon el fluido de la empacadura.

• Controlar los sellos del equipomecánico y reemplazar cualquier sello

Los equiposdeperforaciónque usanlodos basesintéticodeberíanestarprovistos delos mismosequipos quelos equiposdeperforaciónque usanlodos baseaceite.

Aplicaciones Especiales para los Lodos Base Sintético


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que pueda causar una fuga de aceitedentro del sistema.

• Obturar las tuberías de aceite diesel yagua hacia los tanques de lodo.

• Controlar los elastómeros de lospreventores de reventones (BOP) paradeterminar si son compatibles con elfluido base.

• Realizar pruebas de presión de lasmangueras que serán usadas paradescargar el lodo de los buques.

• Controlar los tanques, las fosas y lascompuertas para detectar cualquierfuga.

• Tuberías de descarga de lutita:• Instalar tuberías de agua salada en

cada extremo del canal de recortes.• La rampa de lutita debería tener un

DI mínimo de 6 pulgadas.• Sin obstrucciones, con un mínimo

de curvas.• La línea de lateral debería

extenderse 40 pies por debajo de lasuperficie del agua.

• Los liners y los émbolos de la bombade lodo deberían estar continuamenteinundados con agua salada.

• Los tanques de retención de fluidobase sintético deberían limpiarse ysecarse antes de ser usados.

EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOSDiseñar el equipo de control de sólidoscon una capacidad suficiente paramanejar los caudales y las velocidadesde perforación más altas.• Zarandas:

• Las mallas deberían ser lavadas confluido base sintético en vez de aguao aceite.

• Zaranda primaria/separaciónpreliminar: movimiento elíptico.

– Procesan el flujo de la línea deflujo.

– Descarga más seca que las zarandasde movimiento lineal.

– El ángulo de la cubierta facilita elmanejo de cargas pesadas derecortes.

– Reducen la carga para las zarandassecundarias de mallas finas.

• Zaranda secundaria: movimientolineal.

– Procesa el flujo que sale por abajode las zarandas primarias paraeliminar los sólidos finos.

– Usa las mallas más finas posibles.• El fluido de perforación representa

generalmente 50 a 60% de la

descarga de las zarandas.– Costoso con los fluidos base

sintético.– Descarga excesiva al medio

ambiente.• Zaranda secadora.– Usada para procesar y secar los

recortes de las zarandassecundarias.

– El fluido recuperado tiene una altaconcentración de sólidos finos.

– La centrífuga recupera el fluidoantes de devolverlo al sistemaactivo.

• Las zarandas del equipo deperforación deberían tener unacapacidad suficiente para evitar quelas velocidades de perforación o loscaudales estén limitados por lacapacidad insuficiente de laszarandas.

• Se requiere por lo menos 3 zarandasprimarias sobre 3 zarandassecundarias para realizar laperforación rápida en los pozos de12 1/4 pulgadas o más grandes.

• Centrífugas.• En general se usa una unidad de dos

centrífugas (en serie) derecuperación de barita y de altavelocidad.

– La unidad de alta velocidadprocesa el flujo que sale por arribade la unidad de recuperación debarita.

– Eliminación de todos los sólidos,incluyendo la barita.

PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN• Conjuntos de perforación:

• Minimizar los conjuntos deperforación rígidos de diámetrouniforme.

• Limitar los conjuntos de perforacióndireccional a los portamechas y losequipos de Medición al Perforar(MWD) necesarios para controlar ladirección.

• Usar portamechas en espiral ytubería de perforación extrapesadacuando sea posible para minimizarel contacto con el pozo.

• Perforar hasta la profundidad de lazapata de la tubería de revestimientocon lodo base agua.

• Si es posible, desplazar la tubería derevestimiento y perforar la zapata conagua salada.

• Limpiar las tuberías, los tanques, las

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fosas y las cajas de recibo de laszarandas antes de introducir lodo basesintético en el sistema.

• Desplazar el agua salada con lodo basesintético y realizar una prueba delrevestimiento de superficie con lodobase sintético.

• Usar SBM no densificado comovolumen para continuar laperforación al perforar formacionesblandas; usar los chorros más grandesdisponibles.

• Limpieza del pozo:• Minimizar el diámetro hidráulico

del espacio anular:– Usar la tubería de perforación más

grande posible. Esta tubería aumenta los caudalesanulares.

Minimizar las pérdidas de presiónen la tubería de perforación.

– Mantener una velocidad anular>100 pies/min, si es posible.

• Maximizar el caudal.• Monitorear la carga de recortes en el

espacio anular• Hacer girar y reciprocar la tubería de

perforación durante la circulaciónen los pozos direccionales.

• Limpiar el pozo mediante bombeoantes de los viajes.

• Eliminar los viajes cortos.• Repasar saliendo de cada sección

nueva del pozo.• Circular hasta que las zarandas

estén limpias antes de los viajes.

PROBLEMAS• Calibrar el pozo.

• Reducir los conjuntos de fondo(BHA) al mínimo requerido paracontrolar la desviación.

• Limitar el número y el tamaño delos centradores.

• Limitar las presiones de surgencia ypistoneo.• Usar VIRTUAL HYDRAULICS.®

• Pérdida de circulación.• Usar un margen más alto entre las

pruebas de la zapata decementación y los pesos del lodo.

• Cuando se pierden retornos,añadir LCM continuamentedurante la perforación.

• Usar M-I-X™ II, carbonato decalcio, mica.

• No usar papel, fibra de caña, fibrade madera o celofán.

• Surgencias imprevistas de presión.• La solubilidad del gas hace que la

detección de la surgenciaimprevista de presión sea másdifícil y más crítica que en un lodobase agua.

• La contaminación de aceite en unsistema base sintético hace que ellodo sea inaceptable como lodo basesintético.

• Agua salada.– Las cantidades de líquido base

sintético agregadas para ajustar larelación sintético/agua soncostosas.

• Prácticas de cementación.• Selección crítica del espaciador,

viscosidad, química.• Usar lodo base agua o lodo de

desperdicio para recuperar el lododetrás de la tubería derevestimiento.

APLICACIONES• Buenas aplicaciones parasintéticos.

• Pozos de desarrollo.• Perforación en agua profunda de

alto costo.• Pozos desviados.– Alcance extendido.– Horizontales.– Cambios extremos de acimut.

• Aplicaciones en los equipos deperforación con torque limitado,reentrada usando equipos derehabilitación.

• Pozos costafuera que usantípicamente lodo base aceite.

• Pozos exploratorios con buenainformación de pozos vecinos.

• Malas aplicaciones para sintéticos.• Alto riesgo de pérdida de

circulación.• Pozos donde se requiere “cero

descarga”.• Pozos exploratorios rutinarios sin

buena información de pozosvecinos.

Problemas y Aplicaciones del Lodo Base Sintético

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DESCRIPCIÓN

Este procedimiento mide la cantidadde aceite de los recortes generadadurante una operación de perforación.Se trata de una prueba de retorta quemide la cantidad total de aceite y agualiberada por una muestra de recortes alser calentada en un instrumento deRetorta calibrado y funcionandocorrectamente.

En esta prueba de retorta, se calientaun peso conocido de recortes en unacámara de retorta para vaporizar loslíquidos asociados con la muestra.Luego, los vapores de aceite y agua soncondensados, captados y medidos enun receptor graduado de precisión.

OBSERVACIÓN: Para obtener unamuestra representativa, será necesarioprestar particular atención a los detalles delmanejo de la muestra (ubicación, método,frecuencia). El procedimiento de muestreoen un área determinada puede serespecificado por los reglamentos locales ogubernamentales.

EQUIPO

El instrumento de retorta recomendadoes un recipiente de 50 cm3 de volumencon una envuelta exterior calefactora. Elreceptor de líquido debería ser uncilindro graduado de 50 cm3 congraduaciones de 1 cm3 y una precisiónde ± 0.5 cm3.

OBSERVACIÓN: El volumen delreceptor debería ser comprobadogravimétricamente.

PROCEDIMIENTOA. Limpiar y secar el conjunto de

retorta y el condensador.B. Llenar el cuerpo de la retorta con

lana de acero sin aceite.C. Aplicar lubricante/compuesto

obturador a las roscas del vaso y delvástago de la retorta.

D. Pesar y registrar la masa total delvaso, tapa y cuerpo de la retortacon lana de acero. Este valorrepresenta la masa (A), en gramos.

E. Captar una muestra representativade recortes.

F. Llenar parcialmente el vaso de laretorta con recortes y colocar latapa sobre el vaso.

G. Roscar el vaso de la retorta (con latapa) en el cuerpo de la retorta,pesar y registrar la masa total. Estevalor representa la masa (B), engramos.

H. Instalar el condensador. Colocar elconjunto de retorta dentro de laenvuelta calefactora..

I. Pesar y registrar la masa del receptorde líquido limpio y seco. Este valorrepresenta la masa (C), en gramos.Colocar el receptor debajo del tubode descarga del condensador.

J. Poner la retorta en marcha. Dejarque funcione como mínimodurante 1 hora, a una temperaturade aproximadamente 1.000ºF(500ºC).OBSERVACIÓN: Si los sólidos sedesbordan dentro del receptor, laprueba debe ser repetida.

K. Retirar el receptor de líquido. Dejarque se enfríe. Registrar el volumende agua recuperado. Este valorrepresenta el volumen (V), en cm3. OBSERVACIÓN: Si se observa unaemulsión en la superficie de contactoentre las fases de aceite y agua, alcalentar la superficie de contacto sepuede romper la emulsión.

L. Pesar y registrar la masa del receptory sus contenidos líquidos (aceite yagua). Este valor representa la masa(D), en gramos.

M. Apagar la retorta. Retirar elconjunto de retorta y elcondensador de la envueltacalefactora y dejar que se enfríen.Retirar el condensador.

N. Pesar y registrar la masa delconjunto de retorta enfriado, sin elcondensador. Este valor representala masas (E), en gramos.

O. Limpiar el conjunto de retorta y elcondensador.

Procedimiento de Prueba para Determinar el Contenido deAceite (o Sintético) y Agua de los Recortes para PorcentajesMayores Que 10% (Según la Práctica Recomendada por API13B-2(RP 13B-2) Apéndice B)

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CÁLCULOS

A. Calcular la masa de aceite de losrecortes de la manera indicada acontinuación:1. La masa de la muestra de recortes

húmedos (MW) es igual a la masade los recortes húmedos y delconjunto de retorta (B) menos lamasa del conjunto de retortavacío (A).Mw = B – A

2. La masa de los recortes destiladossecos (Md) es igual a la masa delconjunto de retorta enfriado (E)menos la masa del conjunto deretorta vacío (A).Md = E – A

3. La masa del aceite (Mo) es igual ala masa del receptor de líquidocon sus contenidos (D) menos lasuma de la masa del receptorvacío (C) y de la masa del agua(V).Mo = D – (C+V)

OBSERVACIÓN: Suponiendo que ladensidad del agua es de 1 g/cm3, elvolumen de agua es equivalente a lamasa del agua.

B. Requisitos para el balance de masas:

La suma de Md, Mo y V debería estarcomprendida dentro de 5% de la masade la muestra húmeda.

Md + Mo + V= 0,95 to 1,05

Mw

El procedimiento debería serrepetido si no se cumple con esterequisito.

C. Registro del aceite de los recortes: 1. Masa de aceite (g) por kg de

muestra de recortes húmedosMo= x 1.000Mw

2. Masa de aceite (g) por kg derecortes destilados secos

Mo= x 1.000Md

OBSERVACIÓN: Cuando se registra elaceite de los recortes, en términos derecortes secos (destilados), el contenido deaceite puede ser más alto que el contenidocalculado a partir de la muestra de recorteshúmedos, debido al agua intersticialextraída durante el proceso de retorta(destilación). Además, un recorte quecontiene un porcentaje de agua más altoque otro recorte que contiene menos agua,presentará un peso de retención de aceitemás alto, por las mismas razones.

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Pérdida de Circulación 14.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

14

La pérdida de lodo hacia las formacionesse llama pérdida de circulación opérdida de retornos. Desde el punto devista histórico, la pérdida de circulaciónha sido uno de los factores que máscontribuye a los altos costos del lodo.Otros problemas del pozo, como lainestabilidad del pozo, la tubería pegada,e incluso los reventones, sonconsecuencias de la pérdida decirculación. Además de las ventajasclaras que se obtienen al mantener lacirculación, la necesidad de impedir oremediar las pérdidas de lodo esimportante para otros objetivos de laperforación, como la obtención de unaevaluación de la formación de buenacalidad y el logro de una adherenciaeficaz del cemento primario sobre latubería de revestimiento.

La pérdida de circulación puedeproducirse de una de dos manerasbásicas:1. Invasión o pérdida de lodo hacia

las formaciones que son cavernosas,fisuradas, fracturadas o noconsolidadas.

2. Fracturación es decir la pérdida delodo causada por la fracturaciónhidráulica producida por presionesinducidas excesivas (Figura 1).

La pérdida delodo hacia lasformaciones sellama pérdidade circulación...

a

d

b

a

d

c

Figura 1: Secciones de pérdida de circulación:a: Arenas no consolidadas y grava de alta

permeabilidad.b: Zonas cavernosas o fisuradas en carbonatos (caliza o

dolomita).c: Fracturas naturales, fallas y zonas de transición en

carbonatos o lutitas duras.d: Fracturas inducidas por el exceso de presión.

Introducción

Pérdida de Circulación CAPÍTULO

14


1. Invasión. En muchos casos, lapérdida de circulación no se puedeevitar en las formaciones que soncavernosas, fisuradas, fracturadas ono consolidadas. Las formacionesagotadas de baja presión(generalmente arenas) son similaresen lo que se refiere al potencial depérdida de circulación.a. Las formaciones de grano grueso

no consolidadas pueden tener unapermeabilidad suficientemente altapara que el lodo invada la matrizde la formación, resultando en lapérdida de circulación. Esta altapermeabilidad está frecuentementepresente en las arenas y los lechosde grava poco profundos. Lasformaciones que eran arrecifes ybancos de ostras también tienentendencias similares. También esimportante impedir la pérdida delodo en los intervalos pocoprofundos, ya que esto puedeproducir el socavamiento de estasformaciones no consolidadas,formando una gran cavidad menosestable que podría derrumbarsefácilmente bajo la acción de lasobrecarga y del peso del equipo deperforación.

b. Las formaciones agotadas(generalmente arenas) constituyenotra zona de pérdida potencial. Laproducción de formaciones queestán ubicadas en el mismocampo, o que están muy próximaslas unas de las otras, puede causaruna presión de la formación pordebajo de lo normal (agotada),debido a la extracción de losfluidos de la formación. En talcaso, los pesos de lodo requeridospara controlar las presiones de lasotras formaciones expuestaspueden ser demasiado altos para laformación agotada, forzando ellodo a invadir la formaciónagotada de baja presión (ver laFigura 2). Si se produjera estasituación, planes deberían serformulados para impedir lapérdida de circulación y evitar lapegadura de la tubería en laformación agotada. Agentespuenteantes y materiales derelleno especiales deberían serusados para formar un buen sello yun buen revoque en la zonaagotada.

c. Las zonas cavernosas o fisuradasestán generalmente relacionadas

Causas de la Pérdida de Circulación

Pozo productor

Lutita

Lutita

Caliza

Arenaagotada 10,5

lb/gal

10,5 lb/gal

Zona de pérdida potencial

Peso de lodo 12,5 lb/gal

Figura 2: Arena agotada.

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CAPÍTULO

14

con las formaciones volcánicas ode carbonatos (caliza y dolomita)de baja presión. En la caliza, lasfisuras son creadas por el flujocontinuo anterior de agua quedisolvió parte de la matriz de laroca (lixiviación), creando unespacio vacío que suele llenarseulteriormente de aceite. Cuandoestas formaciones fisuradas sonperforadas, la columna deperforación puede caerlibremente a través de la zonavacía y se suele sufrir una pérdidarápida de lodo. El volumen y lapersistencia de este tipo depérdida depende del grado deinterconexión entre las fisuras.Fisuras y cavernas similarespueden aparecer durante elenfriamiento de la magma oceniza volcánica. Las formacionescavernosas y fisuradas sonfrecuentemente fáciles delocalizar a partir de los pozos dereferencia y predecir a partir delos registros de lodo y de lalitología.

d. La pérdida de lodo también puedeocurrir hacia las fisuras o fracturasde los pozos donde no hayninguna formación de granogrueso permeable o cavernosa.Estas fisuras o fracturas puedenocurrir naturalmente o sergeneradas o ampliadas porpresiones hidráulicas. En muchoscasos hay fracturas naturales quepueden ser impermeables bajo lascondiciones de presión balanceada.Las pérdidas también puedenproducirse en los límites nosellados de las fallas.

2. Fracturación. La fracturaciónhidráulica comienza y la pérdida decirculación ocurre cuando sealcanza o se excede unadeterminada presión crítica defractura. Una vez que una fracturaha sido creada o abierta por unapresión, puede que sea difícilrepararla (“cerrarla”) y es posibleque no se pueda restablecer laintegridad original de la formación,como se demostrará a continuaciónen la Figura 5. La pérdida decirculación puede persistir, aunquela presión sea reducida más tarde.Ésta es una de las razones por las

cuales es mejor pretratar e impedirla pérdida de circulación quepermitir que ocurra. La pérdida decirculación que resulta de la presióninducida suele ser causada por unade dos situaciones:a. Colocación incorrecta de la tubería

de revestimiento intermedia. Si secoloca la tubería de revestimientoencima de la zona de transición,pasando de presiones normales apresiones anormales, las presionesejercidas por el lodo más pesado(requerido para balancear laspresiones crecientes) induciráfrecuentemente la fracturación enel asiento débil de la zapata. Laspérdidas causadas por lafracturación ocurren generalmentecerca del asiento de la zapataanterior, y no a la profundidad dela barrena, aunque la tubería derevestimiento haya sido colocadacorrectamente.

b. Las presiones de fondo excesivasresultan de muchas condiciones,incluyendo:i. Fuerzas mecánicas.

a) Hidráulica inapropiada.Caudales y velocidades debombeo excesivos, causandoaltas presiones de DensidadEquivalente de Circulación(ECD).

b) Prácticas de perforación.1) Aumento demasiado rápido

de las velocidades debombeo después de realizarlas conexiones y los viajes.Esto puede serextremadamenteimportante para tratar losfluidos base aceite. Si no seaumenta lentamente lavelocidad de las bombas, laspresiones de circulaciónimpuestas sobre laformación pueden sermucho más altas, ya que loslodos base aceite tienentendencia a diluirse a lastemperaturas más altasgeneradas durante lacirculación, y a espesarse alas temperaturas más bajasproducidas durante losviajes. No es raro que laspresiones de circulacióndisminuyan en más de 100

Las zonascavernosas ofisuradasestángeneralmenterelacionadascon lasformacionesdecarbonatosde bajapresión.

Lasformacionescavernosas yfisuradas sonfrecuentementefáciles delocalizar...ypredecir...


14


psi mientras que el lodo secalienta hasta lograr latemperatura de circulación.

2) Subir o bajar la tuberíademasiado rápido(suabeo/pistoneo).

c) Atravezar sin perforarpuentes.

d) La Velocidad de Penetración(ROP) excesiva para uncaudal determinado resultaráen una alta concentración derecortes en el fluido anular,causando una alta ECD.

e) Golpeteo de la tubería.ii. Condiciones del pozo.

a) Desprendimiento de la lutitao aumento de la carga desólidos en el espacio anulary alta densidad equivalentede circulación.

b) Acumulación de recortes enuna porción derrumbada delpozo o en el lodo.

c) Camas de recortes oasentamiento de barita en laparte inferior de un pozodireccional, o posible caída.

d) Puentes.e) Amagos (surgencias

imprevistas de presión) yprocedimientos de controlde pozo.

iii. Propiedades del lodo.a) Viscosidades y esfuerzos de

gel excesivos.b) Acumulación de sólidos

perforadosc) Revoques gruesos que

reducen el diámetrohidráulico del pozo.

d) Densidad excesiva del lodoo aumento demasiado rápidode la densidad del lodo.e) Columnas de lodo

desbalanceadas.f) Asentamiento de barita.

Medidas Preventivas

Figura 3: Presión de fondo para el ciclo normal de perforación (según Clark).

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15

14

13

12

11

10

Peso

de

lodo

eq

uiv

alen

te (

lb/g

al) Presión de fractura

Perforando POOH(saliendodel pozo)

RIH(metiendo

en elpozo)

Circulando

Interrumpiendola circulación

Ensanchando Circulandopara limpiarel pozo

Aumento de ECDdebido a los recortes

Presión poral

Tiempo

Una buenaplanificacióny prácticasdeperforaciónapropiadasson losfactoresclaves paraimpedir lapérdida decirculación...

Una buena planificación y prácticas deperforación apropiadas son los factoresclaves para impedir la pérdida decirculación, minimizando las presionesexcesivas sobre la formación.Varias medidas pueden ser tomadas paraimpedir o minimizar la pérdida decirculación: 1. Colocar la tubería de revestimiento en

la zona apropiada, de manera que elgradiente de fractura de la formación en

la zapata de cementación de la tuberíade revestimiento sea suficiente parasoportar el cabezal hidrostático de loslodos más pesados que son requeridospara balancear las presiones en lasformaciones subyacentes.

2. Minimizar las presiones de fondo. a. El movimiento de la tubería no

debería exceder las velocidadescríticas durante los viajes. Cuando semete la columna de perforación



CAPÍTULO

14

dentro del pozo, la presión aumentabruscamente debido al efecto depistoneo de la barrena y de losportamechas, lo cual aumenta lapresión ejercida sobre el fondo delpozo. Las buenas prácticas deperforación mantendrán estosaumentos bruscos de la presión alnivel de las presiones de fractura y deformación, de la manera ilustrada enla Figura 3. Muchos pozos sufren la pérdida decirculación mientras se mete latubería de perforación o la tubería derevestimiento en el pozo. La longitudde la tubería en el pozo afecta lamagnitud del aumento brusco depresión. Las pruebas indican que elflujo de lodo a lo largo de la tuberíacrea la mayor parte del aumentobrusco de presión. Cuanto más largasea la tubería, más grande será elaumento brusco de presión. Por lotanto, cuanto más profundo sea elpozo, más lenta debe ser la velocidadde introducción de la tubería en elpozo, a medida que la profundidadde la barrena aumenta. Los espacioslibres anulares más pequeñostambién aumentan las presiones desurgencia, más o menos de la mismamanera que las pérdidas de presiónanular aumentan cuando se reducenlos espacios libres anulares (ver laFigura 4).

b. El movimiento rápido de la tuberíadurante la circulación también causa

aumentos bruscos de presión aúnmás grandes. La introducción rápidade la tubería o el ensanchamientorápido durante la circulación puedecrear grandes presiones de surgencia.

c. Una ROP muy alta aumenta la cargade recortes en el espacio anular,produciendo un aumento de la ECD;por lo tanto, será más probable quecualquier otro aumento brusco de lapresión en las conexiones cause lafracturación, de la manera indicadaen la Figura 5. Es importantecontrolar la ROP y circular antes derealizar las conexiones, cuando laECD se aproxima a la presión defractura. Mantener la concentraciónde recortes en el espacio anular pordebajo de 4% para minimizar elefecto de los recortes sobre la ECD.

d. El arranque o la parada rápida de lasbombas de lodo puede causaraumentos bruscos de la presión. Al

Figura 4: Efecto de la velocidad de descenso de la tubería y de laluz del espacio libre anular sobre los aumentos bruscos de

presión.

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0 10 20 30 40Velocidad de descenso de la tubería(segundos por haz de tubería en pie)

Pozo de 15.000 piesPozo de 8 pulg. 31⁄2 pulg.

41⁄2 pulg.

Au

men

to b

rusc

o d

e la

pre

sión

(psi

x 1

.000

)

Figura 5: Ciclo de perforación causando la fracturación y el restablecimiento subsiguiente de parte de laintegridad de la formación (según Clark).

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13

12

11

10

Peso

de

lodo

eq

uiv

alen

te (

lb/g

al) Presión de fractura inicial

Aumento de ECDdebido a los recortes

Colocación de LCM EsperarCirculaciónrestablecida

Restablecimiento de laintegridad de la formación

Interrumpiendola circulación

Pérdida de circulaciónFracturación

Ensanchando

Presión poral

Tiempo

Perforando

Circulando paralimpiar el pozo

Saliendodel pozo

Llenandoel pozo

RIH

(metiendo en el pozo)

Cuanto máslarga sea latubería, másgrande seráel aumentode presión.

Al arrancarlas bombasdemasiadorápido, secrea unapresión quepuede causarla pérdida decirculación...


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arrancar las bombas demasiadorápido, se crea una presión quepuede causar la pérdida decirculación, especialmente cuando seinterrumpe la circulación en el fondodespués de realizar un viaje. Parte delaumento brusco del presión serácreado por la presión requerida pararomper la estructura de gel del lodo.La rotación de la tubería al iniciar lacirculación ayudará a romper losesfuerzos de gel y reduciráconsiderablemente la presión desurgencia. El resto del aumentobrusco de presión es causado por lapresión requerida para acelerar lacolumna de lodo para alcanzar lavelocidad normal de circulación.Manteniendo una baja estructura degel y aumentando gradualmente lavelocidad de bombeo, será posiblereducir este tipo de presión desurgencia. Estas presiones tambiénpueden ser minimizadas mediante lainterrupción de la circulación envarios intervalos durante los viajesdentro del pozo.

e. Usar suficientes portamechas paramantener el punto neutro en elConjunto de Fondo (BHA) paraminimizar el golpeteo de la columnade perforación.

f. Durante la fase de planificación delpozo, sería necesario diseñar lastuberías de revestimiento y lacolumna de perforación de maneraque permitan una operaciónapropiada y segura, y también paraoptimizar la hidráulica de maneraque se obtenga una buena limpiezadel pozo y una ECD mínima,especialmente en las áreas sensibles.

g. Lavar y ensanchar con cuidado através de los puentes

h. Evitar los amagos, si es posible. Lapresión estática del pozo cerrado enla superficie es transmitida dentro delpozo, muchas veces fracturando laformación en su punto más débil.Esto resulta no solamente en lapérdida de circulación, sino tambiénen la pérdida de control del pozo. Laposibilidad y severidad de un amagopuede ser minimizada mediante lainvestigación, la planificación delpozo y la ejecución apropiada de lasoperaciones. Las personasresponsables de la operación en elpozo siempre deben estar conscientes

de la presión y del volumenmáximos de cierre de la tubería derevestimiento. El volumen del fluidointrusivo está relacionadodirectamente con las presionesestáticas del pozo cerrado y deberíaser minimizado. Si se debe cerrar unpozo, será necesario usar losprocedimientos apropiados paramatar el pozo, de manera que sepueda mantener la presión de fondoconstante correcta, requerida paramatar el pozo.

i. Controlar las propiedades del lododentro de los rangos apropiados. i. La viscosidad alta y los esfuerzos de

gel altos aumentan las presiones desurgencia cada vez que seinterrumpe y se restablece lacirculación (ver la Figura 6).También aumentan la ECDdurante la perforación. Estosvalores deberían ser optimizadospara asegurar una buena limpiezadel pozo y una buena suspensiónde los sólidos, y para minimizar laECD y las presiones de surgencia ypistoneo.

Muchas veces, las propiedadesdel lodo no se pueden mantener aun nivel que permita obtener unalimpieza adecuada del pozo,debido a otras consideraciones deoperación. La mejor manera demejorar la limpieza del pozo esaumentando los caudales yejecutando una rotación agresivade la tubería de perforación. Se

Figura 6: Efecto del esfuerzo de gel sobre el aumentobrusco de la presión.

300

250

200

150

100

50

00 6 12 24 36

Esfuerzo de gel (lb/100 ft2)

Profundidad: 7.000 piesTubería de revestimiento de 10 3/4 pulg.Tubería de perforación de 4 1/2 pulg.

Au

men

to b

rusc

o de

pre

sión

(ps

i)

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CAPÍTULO

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recomienda realizar barridos de altaviscosidad cuando la buenalimpieza del pozo está en duda.Estos barridos son generalmenterealizados con el lodo del sistemaactivo que ha sido viscosificadomediante adiciones de bentonita,polímeros o Material de Pérdida deCirculación (LCM). En muchoscasos se prefiere usar LCM en estosbarridos, ya que este material esfiltrado en la superficie y no tieneningún efecto permanente sobre laviscosidad del lodo. Puede que seanecesario controlar la ROP si no sepuede lograr una limpieza eficazdel pozo. Aunque esto puedaprolongar el tiempo de rotación,en general su costo será inferior alcosto generado por la pérdida deretornos.

ii. Controlar los sólidos perforados alnivel más bajo posible y añadir eltratamiento apropiado paraminimizar la acumulación delrevoque. Todo lo que puedereducir la luz del espacio libreanular causa un aumento de lapresión. El embolamiento de labarrena, los portamechas, losestabilizadores o las juntas detubería de perforación reduce laluz del espacio libre anular. Encaso de embolamiento extremo dela barrena y/o estabilizador, laformación será sometida a unapresión considerable. El aumentodel arrastre o pistoneo en lasconexiones puede indicar elembolamiento. A veces la bolapuede ser bombeada a través de

una barrena, pero si esto no daresultados, será necesario evitar lapráctica normal de iniciar laperforación con la barrena. Lacombinación de la luz del espaciolibre anular reducida y del suabeode la tubería puede causar unapresión que excede la presión defractura.

iii. Los lodos de alto filtradodepositan un revoque grueso quepuede reducir la luz del espaciolibre anular. La luz del espaciolibre anular reducida aumenta laECD. Por lo tanto, el filtrado y elespesor del revoque siempredeben ser controlados dentro delrango apropiado. El lodo quedesarrolla un revoque delgado yresistente es más eficaz paraimpedir la pérdida de circulaciónhacia pequeñas fracturas o poros.

iv. Perforar con una densidad delodo mínima. Esto no sólo mejorala ROP, pero también reduce otrosefectos relacionados con el lodo.

v. La selección correcta del tamañode los materiales puenteantesayuda a reducir y eliminar laspérdidas de lodo hacia lasformaciones porosas. La selecciónde estos agentes puenteantesdepende de las características de laformación. En general, laspartículas cuyo tamaño estácomprendido entre un tercio y lamitad de la raíz cuadrada de lapermeabilidad en milidarcys (md)deberían ser capaces de obturarestas formaciones.

ANÁLISIS DEL PROBLEMACuando se observa inicialmente lapérdida de circulación, las condicionesque existían en el momento en que lapérdida ocurrió deben ser registradascon precisión y estudiadas. Se deberíatomar en cuenta el momento delincidente (durante la perforación,circulación o los viajes), el tipo depérdida (infiltración, parcial o completa)y la severidad de la pérdida respecto alas formaciones expuestas. Estainformación ayudará a determinar lacausa de la pérdida, la posición en elpozo donde ocurrió la pérdida y el

mejor remedio para la situación. Laposición probable de la zona de pérdidapuede ser determinada a partir de lainformación disponible en el equipo deperforación. Por ejemplo: 1. Información sobre la formación.

a. Las formaciones de carbonatocontienen zonas cavernosas yfisuradas. Este tipo de pérdidasería indicado por una pérdidarápida, grande y acompañada poruna caída de la columna deperforación.

b. Las formaciones de lutita tienden afracturarse de una manera que

Cuando la Pérdida de Circulación Ocurre

La ubicaciónprobable dela zona depérdidapuede serdeterminadaa partir de lainformacióndisponible enel equipo deperforación.

puede constituir un tipo depérdida más lenta. Esta pérdidadebe ser controlada rápidamente,ya que si no lo es, causará laampliación de la fractura yperjudicará la integridad de laformación.

c. Un cambio de la velocidad deperforación puede indicar uncambio de formación,posiblemente acompañado de uncambio de la integridad de laformación.

2. Información sobre las operaciones.a. Algún tipo de pérdida de

circulación inducida por la presiónhidráulica sería indicado por elaumento del peso del lodo en elmomento de la pérdida. Este tipode pérdida puede sellarse por símisma (infiltración) o requerir untratamiento (fractura inducida),según la severidad de la pérdida.

b. El movimiento rápido de lacolumna de perforación causaráaumentos bruscos de la presiónque pueden causar fracturas o abrirde nuevo las zonas de pérdidaspreviamente selladas. A menos queuna zona de pérdida previamentesellada haya sido sometida a unaprueba de presión, siempre se debesuponer que esta área sigue siendouna fuente potencial de pérdida.La velocidad a la cual la tubería semueve durante los viajes y duranteel ensanchamiento debería serajustada para compensar estadebilidad.

Al contar con la informacióndescrita anteriormente, se puedetomar una decisión mejor fundada,en lo que se refiere a las medidasapropiadas para eliminar las pérdidas.

LOCALIZACIÓN DE LA ZONAEs muy importante restablecer lacirculación lo antes posible, ya que lapérdida de circulación aumenta el costodel lodo y puede causar otros problemasdel pozo que resultan en costosadicionales de operación.1. Localizar el punto exacto de la

pérdida de circulación.Contrariamente a la opinión común,la mayoría de las pérdidas no ocurrenen el fondo del pozo. Se hadeterminado que más de la mitad delas pérdidas ocurren justo debajo de

la zapata de la última tubería derevestimiento. Varios métodos estándisponibles para localizar el punto dela pérdida de circulación. Éstosincluyen:a. Estudio de la ubicación de la

zona de pérdida.El estudio de la ubicación de la

zona de pérdida se lleva a cabointroduciendo un pequeñogirador en el pozo con un cablemonofilar, de tal manera que elrotor de aletas girará o rodará sihay algún movimientohorizontal del lodo. La velocidad(RPM) del rotor se registra en unapelícula mediante una serie derayas o espacios. La velocidadserá muy lenta hasta que sealcance el punto de pérdida. Lavelocidad del rotor aumentaráclaramente al punto de pérdida.

Este método tiene dosinconvenientes:ii. Requiere la pérdida deliberada

de grandes volúmenes de lodo.ii. No es eficaz cuando el lodo ya

contiene material puenteante.b. Estudio de temperaturas.

El estudio de temperaturasdepende de un termómetrosubsuperficial para medir ladiferencia entre la temperatura dellodo y la temperatura de laformación. Este estudio se lleva acabo introduciendo en el pozo unelemento sensible que cambia suresistencia a medida que latemperatura cambia. Se realizandos estudios. El primero tiene porobjeto establecer el gradiente detemperatura del pozo una vez queel lodo está en equilibrio con laformación. El segundo estudio serealiza inmediatamente después deañadir nuevo lodo frío al pozo.Esto producirá una marcadadiscrepancia entre las temperaturasal punto de pérdida.

c. Estudio con trazador radioactivo.Los estudios radiactivos para

localizar el punto de pérdidaconsisten en realizar dos estudiosde rayos gamma. Se efectúa unregistro de base antes de introducirel material radioactivo. Luego sebombea una píldora de lodo quecontiene material radioactivodentro del pozo y se realiza otro


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Es muyimportanterestablecer lacirculación loantesposible...

registro. Las altas concentracionesde material radioactivo estaránubicadas en el punto de pérdida.Este método proporcionainformación precisa para localizarel punto de pérdida, pero requiereequipos costosos y la pérdidadeliberada de lodo para obtener lainformación deseada.

d. Estudio de temperatura concable.

La herramienta estudio detemperatura con cable se componeesencialmente de una resistencia dealambre calibrada que es sensible alos cambios de temperatura. Seintroduce la herramienta hasta elpunto deseado en el pozo y seregistra la resistencia. Luego sebombea lodo dentro del pozo. Si laherramienta está ubicada encimadel punto de pérdida, el lodocirculará a través de ésta,produciendo un cambio de laresistencia. Si la resistencia nocambia, la herramienta estáubicada debajo del punto depérdida. La herramienta puede serusada en cualquier tipo de lodo,pero se requiere una gran cantidadde lodo para realizar este estudio.

e. Estudio con transductor paramedir presiones.

Este tipo de estudio incluye eluso de un cilindro corto, abiertoen su parte superior y condiámetro reducido en su parteinferior para restringir el flujo delodo a través del tubo. Se instalauna ventana provista de undiafragma de neopreno en unlado del tubo. Un electrodorealiza un movimiento de vaivénentre los dos electrodos fijos en eldiafragma. La diferencia depresiones a través del diafragmaproduce una variación delpotencial (voltaje) en el circuitoeléctrico, indicando la velocidadde flujo del lodo y el punto enque el lodo se vuelve estático.

Este método parece ofrecerciertas ventajas: • Se trata de un método de

construcción y operaciónsimples.

• No queda fácilmente obturadopor material de pérdida decirculación

• Puede ser usado en prácticamentecualquier tipo de lodo.

• Puede ser usado para localizarun agujero dentro de la tuberíade revestimiento.Dos de los inconvenientes

aparentes son:• Se requiere un flujo de lodo

importante.• Puede que no sea fácil conseguir

el equipo necesario.

Aunque sea generalmente aconsejablelocalizar la zona de escape, variosfactores hacen que los estudios no seanrealizados con más frecuencia:iii. Se pierde mucho tiempo para hacer

llegar los equipos necesarios alequipo de perforación, y estosestudios requieren una pérdidadeliberada de lodo.

iii. A veces los resultados de estosestudios son difíciles de interpretar.

iii. Las condiciones no son siemprepropicias para la introducción delas herramientas, debido apresiones subsuperficialesanormales.

2. Determinar la severidad de lapérdida. Los mejores indicadores dela severidad de la pérdida son lacantidad de pérdida y la altura de lacolumna de lodo estático. Si laaltura de la columna de lodoestática no es visible, puede serdeterminada mediante laintroducción de un pedazo demadera (4 pulg. x 4 pulg. x 4 pies)con un cable de alambre. Otraopción consiste en usar undispositivo de medición por ecosónico.a. Las zonas de pérdida pueden ser

clasificadas como:i. Zonas de pérdida por

infiltración (1 a 10 bbl/hora).ii. Zonas de pérdida parcial (10 a

500 bbl/hora).iii. Zonas de pérdida total (pozo

lleno hasta el nivel de lodo de200 a 500 pies).

iv. Zonas de pérdida parcial ototal hacia fracturas inducidasprofundas.

v. Zonas de pérdida total grave(pozo lleno hasta el nivel delodo de 500 a 1.000+ pies).

3. Determinar el tipo de pérdida. Ésteserá determinado mejor por la



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litología. La pérdida de circulación,en lo que se refiere a la litología, sedescribió anteriormente en lasección sobre “Causas de la Pérdidade Circulación”. Estas clasificacionespueden ser relacionadas con loscuatro tipos de formación donde seproducen las pérdidas de lodo (ver laFigura 1).a. Formaciones poco profundas no

consolidadas donde lapermeabilidad de la roca puedeexceder 14 darcys (ver “a” en laFigura 1).Características de identificación.i. Registros de pozos vecinos

que identifican la zona y suscaracterísticas.

iii. Reducción gradual del niveldel lodo en los tanques.

iii. La pérdida puede ser total si sesigue perforando.

b. Formaciones que tienen fracturasnaturales como la caliza yalgunas formaciones de lutitadura (ver “c” en la Figura 1).Características de identificación.i. Registros de pozos vecinos e

indicadores geológicos.ii.Pueden ocurrir en cualquier

tipo de roca dura, quebradiza.iii. Pérdida marcada por la

disminución gradual del nivelde lodo en los tanques.

iv. La pérdida puede ser total si sesigue perforando y se exponenotras fracturas.

c. Fracturas inducidas a través de losesfuerzos mecánicos o hidráulicosejercidos sobre la formación (ver“d” en la Figura 1).Características de identificación.i. Registros de pozos vecinos que

incluyen una hidráulica anularexcesiva.

ii. Podrían ocurrir en cualquiertipo de roca, pero seríananticipadas en las formacionesque tienen planos típicamentedébiles, como las lutitasblandas.

iii. La pérdida suele ser repentinay total.

iv. La pérdida puede seguircualquier aumento del pesodel lodo o aumento brusco dela presión.

v. Pueden ocurrir en formacionescompetentes o incompetentes.

d. Zonas cavernosas normalmentelimitadas a caliza (ver “b” en laFigura 1).Características de identificación.i. Normalmente limitadas a

caliza y dolomita.ii. La pérdida de retornos suele

ser repentina y total.iii. La barrena puede caer de unas

cuantas pulgadas a unoscuantos pies justo antes de lapérdida.

iv. Se puede sufrir un torqueexcesivo antes de la pérdida.

4. Clasificación de la pérdida mediantela determinación de la presióndentro de la zona.a. Colocar la parte inferior de la

tubería de perforación en la partesuperior de la zona de pérdidaanticipada.

b. Atar un pedazo de madera delongitud apropiada deaproximadamente 4 pies al cablede registro del equipo deperforación e introducirlo a travésde la tubería de perforación hastaque se encuentre el nivel de fluidoestático. También se puede usarun dispositivo de medición poreco sónico para localizar el nivelde fluido.

c. Luego se calcula la presión dentrode la zona de pérdida de lasiguiente maneraPz = (Dz - Df)(MWp)(0,052)

Donde:Pz = Presión de la zona de

pérdida (psi)Dz = Profundidad Vertical

Verdadera (TVD) de lazona de pérdida (pies)

Df = Descenso del nivel defluido dentro de latubería de perforación(pies)

MWp = Densidad del fluidodentro de la tubería deperforación (lb/gal)

d. La densidad de lodo estático quela zona puede soportar se calculade la siguiente manera:MWz = Pz

(0,052 x Dz)

Donde:MWz = Peso de lodo que la zona

puede soportar (lb/gal)


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CORRELACIÓN ENTRE TÉCNICA YSEVERIDADLa mejor manera de enfocar el controlde pérdida de circulación es evaluandola severidad de una zona de pérdida yestableciendo una correlación entreésta y la técnica y el material deremediación, en lo que se refiere altamaño del material y a su función. 1. Las pérdidas por infiltración pueden

producirse en cualquier tipo deformación cuando los agentespuenteantes no son losuficientemente grandes paraformar un sello (ver la Figura 8a), ocuando no hay partículas finas paracompletar el sello.a. La técnica de sacar la tubería y

esperar debería ser la primeratécnica usada para tratar derestablecer retornos completos(ver la técnica de sacar la tuberíay esperar).

b. Si el pozo no permanece llenodurante el tiempo de espera, sedebería considerar la técnica demezclar una lechada de LCM quecontiene agentes puenteantesfinos a medianos o el uso de unainyección de presión de lechadade alta pérdida de filtrado.

c. Reducir el peso del lodo, si esposible.

2. Pérdidas parciales ocurren en grava,pequeñas fracturas naturales yfracturas inducidas apenas abiertas(ver la Figura 1). Las mismastécnicas usadas en las pérdidas porinfiltración deberían ser usadas enlas pérdidas parciales.a. La técnica de sacar la tubería y


b. Si el pozo no permanece llenodurante el tiempo de espera, sedebería considerar la técnica demezclar una lechada de LCM quecontiene una mezcla de agentespuenteantes medianos a grandeso el uso de una inyección depresión de lechada de altapérdida de filtrado.


3. Las pérdidas totales ocurren ensecciones de grava largas y abiertas,intervalos largos de pequeñasfracturas naturales, grandesfracturas naturales o fracturasinducidas abiertas (ver la Figura 1).a. La técnica de sacar la tubería y


b. Usar la técnica de inyección depresión de lechada de altapérdida de filtrado (ver la técnicade inyección de presión de altapérdida de filtrado).

c. Si esta técnica no restablece losretornos, se recomienda usar untapón duro como un tapón decemento, cemento-bentonita,cemento-gilsonita o aceite diesel-bentonita-cemento (ver lastécnicas para lechadas decemento).

d. Reducir el peso del lodo, si esposible.

4. Pérdida parcial o total a fracturasinducidas profundasa. La técnica de sacar la tubería y

esperar (4 a 8 horas) debería ser laprimera técnica usada para tratarde restablecer retornos completos(ver la técnica de sacar la tuberíay esperar).

b. Aplicar una inyección de presiónde tapón blando (ver las técnicassobre los tapones blandos).

c. Si el pozo no permanece llenodurante el tiempo de espera, sedebería considerar la técnica demezclar una lechada de LCM quecontiene una mezcla de agentespuenteantes grandes o el uso deuna inyección de presión delechada de alta pérdida defiltrado.

d. Reducir el peso del lodo, si esposible.

5. Las pérdidas totales graves ocurrenen grandes fracturas naturalesabiertas, cavernas y fracturasinducidas abiertas.a. Inyectar una lechada de alta

pérdida de filtrado o grandescantidades de lechadas de aceitediesel-bentonita-cemento (ver las

Medidas Correctivas

...evaluandola severidadde una zonade pérdida yestableciendounacorrelaciónentre ésta yla técnica yel materialderemediación,en lo que serefiere...


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técnicas para cada tipo deinyección de presión).

b. Si las pérdidas totales gravessiguen ocurriendo al penetrar enotras cavernas o fracturasnaturales abiertas, la técnica deperforación ciega o con lodoaireado y colocación de la tuberíade revestimiento debería serconsiderada.


CAUSAS QUE IMPIDEN ELRESTABLECIMIENTO DE LA CIRCULACIÓNAlgunas de las causas más comunesque impiden, directa oindirectamente, el control de lapérdida de circulación son:1. Muchas veces la ubicación de la

zona de pérdida no ha sidodeterminada; como resultado, losmateriales son colocados en laposición incorrecta. En general, laszonas de pérdida no están en elfondo, sino cerca del último asientode la zapata o punto de pérdida decirculación.

2. Los materiales de pérdida decirculación no se ajustansistemáticamente al tipo y a laseveridad de la zona de pérdida.Debe haber una mezcla de tamañosde partículas para iniciar y propagarun sello eficaz.

3. A veces hay cierta renuencia a usarla técnica requerida para tratar laseveridad de la zona de pérdida (i.e.perforación ciega y colocación de latubería).

4. No se mantienen registros precisosque describan las pérdidas, así comolos materiales y las técnicas usadoscontra éstas. Los registros precisosde las experiencias adquiridas en unárea determinada son valiosos.

5. Durante la cementación, lascolumnas no están balanceadas y ellodo de perforación pasa a travésdel tapón antes de que éste sefragüe. Además, cuando se retira latubería del pozo después de colocarla lechada, el nivel de lodo en elespacio anular desciende y el lodode la formación puede pasar a travésde la lechada recién colocada. Lastécnicas de columnas balanceadas yde bajar tapón deberían ser usadas.

6. La integridad de la formación es

demasiado débil para soportar lapresión hidrostática de la columnade fluido necesaria para controlar lapresión en otras zonas expuestas.

Para ser eficaces, las técnicas y losmateriales de pérdida de circulacióndeben estar relacionadosfuncionalmente con las pérdidas quedeben remediar. Por ejemplo, cuandouna cantidad razonable (15 a 20lb/bbl) de LCM no ha producidoresultados en una lechada de altapérdida de filtrado, será generalmenteinútil usar concentraciones más altasde los mismos materiales o demateriales similares. El siguiente pasodebería ser aumentar el tamaño de losmateriales puenteantes.

OBSERVACIÓN: No se puede ponerdemasiado énfasis en la necesidad deadaptar la técnica de pérdida decirculación a la severidad de la zona depérdida.

TÉCNICA DE SACAR LA TUBERÍA YESPERAREsta técnica debería ser usada contralas pérdidas por infiltración y laspérdidas parciales, así como laspérdidas a fracturas inducidas.

Excepto en el caso de pérdidastotales y repentinas en las formacionesde caliza que contienen grandesfracturas, fisuras o cavernas, laperforación y la circulación deberíanser interrumpidas en cuanto seobserve la primera indicación depérdida de circulación.

La barrena debería ser retirada hastaun punto seguro y el pozo deberíapermanecer estático durante unperiodo de 4 a 8 horas. Monitorearcuidadosamente el pozo para detectarcualquier señal de intrusión de fluidosy cualquier riesgo de amago. Despuésdel periodo de espera, buenas técnicasde perforación deben ser aplicadaspara regresar al fondo del pozominimizando las presiones ejercidassobre las formaciones.

Cuando se supone que los retornosno serán obtenidos esperando, sepuede mezclar una lechada de 100 bblde LCM o un volumen similar delechada de alta pérdida de filtradodurante el periodo de espera. Si seanticipa que la píldora de LCMpermanecerá almacenada por muchotiempo, se debería añadir un biocida

...las técnicas ylos materialesde pérdida decirculacióndeben estarrelacionadosfuncionalmentecon las pérdidasque debenremediar.

Las lutitasfracturadasexpuestas a loslodos baseagua seregenerarángeneralmentey lacirculaciónserárestablecida...



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para impedir la degradación poractividad bacteriana de loscomponentes orgánicos.

La mitad de las pérdidas en la regiónde la Costa del Golfo fueron corregidasmediante el uso de esta técnica. Laslutitas fracturadas expuestas a loslodos base agua se regenerarángeneralmente y la circulación serárestablecida, especialmente si laspresiones pueden ser reducidasmejorando la hidráulica y las prácticasde perforación. Los fluidos base aceiteno demuestran el mismo nivel deautoregeneración.

Esta técnica aplica especialmente alas fracturas inducidas profundas.

OBSERVACIÓN: Las otras técnicasrequieren el uso de materiales de pérdidade circulación.

MATERIALES DE PÉRDIDA DECIRCULACIÓN (LCM)Fibrosos• M-I-XTM II.• M-I CEDAR FIBERTM (fibra de madera).• Serrín (fibra de madera).• Papel utilizado en la perforación

(papel).• Magma Fiber® (fibra mineral).Granulares• NUT PLUG® (cáscaras de nueces –

finas, medianas y gruesas).• G-SEAL® (grafito grueso).• Carbonato de calcio (fino, mediano

y grueso).Mezclas• KWIKSEAL® (mezcla de materiales

fibrosos, granulares y en escamas).• M-I SEAL™ (mezcla de materiales en

escamas, granulares y fibrosos).Escamas• Escamas (celofán).• Mica (fina y gruesa).• Phono Seal®.

TAPONES DE REFUERZOInyecciones base agua• Inyección de presión de alta pérdida

de filtrado (Gel salado – tierradiatomácea).

• Aceite diesel/Bentonita (DOB) (tapónblando).

• Bentonita - Bengum® (tapón blando).• Polímero entrecruzado (tapón

blando).

• Aceite diesel/bentonita/cemento(tapón duro).

• Lechada de cemento (tapón duro).Inyecciones base aceite• Tierra diatomácea.Carbonato de calcio – M-I-XTM II.Inyección de presión de arcillaorganofílica para lodos base aceite(VG-69® en agua).

USO DE AGENTES OBTURANTES OPUENTEANTESEsta técnica debería usarse contra laspérdidas por infiltración y parciales, ylas pérdidas totales menos graves. Semezcla un tapón de agentespuenteantes en el lodo, aplicándolo dela siguiente manera:1. Establecer el punto aproximado de

la pérdida, el tipo de formación queestá tomando el lodo, la altura dellodo dentro del pozo y la velocidadde pérdida. Lo más probable es queel punto de pérdida esté ubicadojusto por debajo de la zapata decementación de la tubería derevestimiento, cuando se anticipauna fractura de la formacióncausada por un aumento brusco dela presión.

2. Usar la tubería de perforaciónabierta para colocar el tapón, si espráctico. Si no, usar barrenas deconducto abierto o barrenas conchorro, después de haber quitado lastoberas. Si los materiales deben sercolocados a través de una barrenacon chorro o herramientas deMWD/LWD, usar agentespuenteantes de tamaño mediano afino para evitar de taponar labarrena. OBSERVACIÓN: Usarmateriales solubles en ácido para laspérdidas al yacimiento.

3. Mezclar una lechada de 100 a 250bbl de LCM. Las mezclas de agentespuenteantes granulares, fibrosos yen escamas de tamaño grueso,mediano y fino estáncomercialmente disponibles ypodrían sustituir las mezclas queson agregadas separadamente. Usarlodo del sistema de circulación omezclar LCM en una lechada debentonita viscosa recién preparada.Añadir 15 lb/bbl de Nut-Plug

grueso.Añadir 5 lb/bbl de fibras gruesas a

medianas.


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Añadir 5 lb/bbl de fibras medianas afinas.

Añadir 5 lb/bbl de escamas decelofán de 1/2 pulgada.

OBSERVACIÓN: El tamaño delmaterial puenteante debe ser adaptado ala severidad de la pérdida, ya que no seconoce casi nunca el tamaño de lasaberturas a través de las cuales se estáperdiendo el lodo. Esta lógica se basa enel conocimiento de que las bajasvelocidades de pérdida ocurren a través depequeñas aberturas y las grandesvelocidades de pérdida ocurren a través deaberturas más grandes. La Figura 7ilustra la manera en que los materialesque son demasiado grandes formarán unpuente en la cara de la abertura, mientrasque los materiales de tamaño adecuadoforman un puente dentro de la abertura,donde es menos probable que se erosionenuna vez que se reanuda la circulación. LaFigura 8 ilustra la manera en que losmateriales que son demasiado pequeñospasan a través de la abertura y noforman un puente. Al seleccionar eltamaño de los materiales que deben serusados, el tamaño de las toberas de labarrena y cualquier otra restricciónposible (por ej.: herramientas MWD,motores de fondo) siempre deberían serconsiderados. 4. Bombear la lechada de LCM a través

de la tubería de perforación abiertafrente a la zona de pérdida.Bombear a una velocidad lentahasta que los materiales logrenponer fin a la pérdida. Repetir otra

vez si el pozo no se llena, y luegousar una técnica de inyección depresión de lechada de alta pérdidade filtrado si aún no se ha obtenidoninguna señal de éxito. Si el pozo sellena, cerrar los preventores dereventones (arietes) e inyectar en elespacio anular con una presión de50 psi, durante 30 minutos. Medirla presión en el espacio anular conun manómetro de 0 a 300 psi. Laslechadas de LCM que contienenuna mezcla de materiales son máseficaces. Los agentes puenteantesdeben contener por lo menosagentes granulares y fibrosos paraser eficaces. Una mezcla eficaz deLCM consta de 3 a 6 partes dematerial granular, 2 partes dematerial fibroso y 1 parte dematerial en escamas.

El tamaño de los agentes

Figura 7a: Sello de la fractura en la cara del pozo.Figura 7b: Sello de la fractura dentro de la formación.

A B

Figura 8a: Pequeños materiales de pérdida decirculación que no forman un puente. Figura 8b:

Puente inicial formado por las partículas grandes ysello final formado por las partículas más pequeñas.

A B

Figura 9: Efecto de la concentración y tipo de materialde pérdida de circulación sobre el sello de las fracturas

(según Howard y Scott).

20

16

12

8

4

00 ,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20

Mayor fractura sellada (pulg.)

Un materialfibrosotípico

Un materiallaminado

típico

Un materialgranular

típico

Con

cen

trac

ión

(lb

/bbl

)

Ranura Estática Capa de Mármol Capa de Perdigones

Ranura Más Volumen Volumen Volumen Concentración Grande Pasante a Pasante a Pasante a

(lb/bbl) Sellada (pulg.) 1,000 psi (ml) 1,000 psi (ml) Sello 1.000 psi (ml) Sello

10 0,10 500 Todo No 1.700 Sí

20 0,13 250 1.900 Sí 2.050 Sí

30 0,16 400 1.700 Sí 800 Sí

40 0,20 300 1.700 Sí 1.800 Yes

Tabla 1: Rendimiento de varias concentraciones de materiales puenteantes mezclados (según Lummus).

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El tamañodel materialpuenteantedebe seradaptado ala severidadde lapérdida...



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puenteantes granulares y en escamasdebería adaptarse a la severidad de lapérdida. No se logra ninguna ventajacuando la concentración de materialesde pérdida de circulación en el sistemade lodo total o la lechada de altapérdida de filtrado excede 15 a 20lb/bbl (ver la Figura 9). Lasconcentraciones elevadas puedencausar problemas de la bomba ypropiedades inferiores del lodo.

Sin embargo, si agentes puenteantesdeben ser aplicados en una píldora delodo, entonces las concentraciones dehasta 30 lb/bbl serán más eficaces (verlas Tablas 1 y 2). Es importanteaumentar el tamaño y la cantidad deagente granular si los materiales detamaño convencional no son eficaces.La Figura 9 ilustra la eficacia de losagentes puenteantes granulares,fibrosos y en escamas para sellar unafractura simulada.

Las pérdidas de lodo cuya severidadvaría de pérdidas por infiltración apérdidas totales dentro de fracturasnaturales e inducidas de 1/8 a 1/4pulgada, pueden ser controladasmediante el uso de agentespuenteantes. Para que un agentepuenteante funcione correctamente,parte del agente debe ser de tamañosuficiente para obturar la abertura quese debe taponar (ver la Figura 10). Porlo tanto, materiales granulares finos,fibras finas y escamas de celofándeberían ser usados contra las pérdidaspor infiltración.

Hay considerable evidencia de queuna cantidad suficiente de material

granular de tamaño apropiado puedeimpedir la propagación de fracturasinducidas en formaciones permeables.Esto ocurre cuando el materialgranular puede rellenar la punta de lafractura e impedir la transmisión delfluido y de la presión. En la industriade estimulación, esto se llama“rellenado” de la punta de la fractura.Los fluidos tratados con 15 a 30 lb/bblde material que tiene un tamaño departículas similar al NUT PLUGmediano a grueso, G-SEAL y carbonatode calcio extra grueso, tienenpotencial para limitar la fracturaciónhidráulica en las areniscas débiles.

Para las pérdidas totales, se deberíausar un material granular grueso,fibras gruesas, fibras medianas, fibrasfinas y escamas gruesas.

OBSERVACIÓN: A medida que laseveridad de la zona de pérdida aumenta,sólo se debe aumentar el tamaño delagente puenteante – no la concentración.Las concentraciones mayores que 20 a 30lb/bbl no mejoran la eficiencia (ver laFigura 9).

INYECCIÓN DE PRESIÓN DE LECHADA DEALTA PÉRDIDA DE FILTRADOCasi todos los lodos pueden ser usadoscomo fluidos de transporte para lacolocación de materiales de pérdida decirculación, pero los fluidos quetienen tasas de filtraciónextremadamente altas son mejores. Lafiltración es el proceso que deja losmateriales de pérdida de circulación ylos sólidos del lodo como tapón firmeen la abertura a través de la cual ellodo está pasando. El principio de esta

30 lb/bbl de Material 30 lb/bbl de MaterialPrueba de Molienda Gruesa de Molienda Mediana

1 Prueba de bombeo a través de toberas de barrena con Taponamiento Paso del flujo chorro estándar de 9/32 pulg. inmediato a 200 psi

2 Ranura estática:Ranura más grande sellada (pulg.) 0,16 0,08

Vol. pasante total (ml) 400 100

3 Ranura dinámica:Ranura más grande sellada (pulg.) 0,13 0,06

Vol. pasante total (ml) 600 0,50

4 Capa de mármol estática:Vol. pasante a 100 psi (ml) 500 400

Vol. pasante a 1.000 psi (ml) 1.700 1.200

5 Capa de Perdigones:Vol. pasante a 100 psi (ml) 400 300

Vol. pasante a 1.000 psi (ml) 800 800

Tabla 2: Comparación de moliendas gruesas y medianas de material puenteante mezclado en el lodo (segúnLummus).

Para que unagentepuenteantefuncionecorrectamente,parte delagente debeser de tamañosuficiente paraobturar laabertura quese debetaponar.


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técnica está ilustrado en la Figura 11.Una vez que el puente inicial se haformado, la filtración permite que elfiltrado se separe de la lechada,depositando un revoque firme dentrode la fractura propiamente dicha. Estoes muy similar a la introducción deuna cuña dentro de la fractura, la cualademás de ser difícil de mover, ponefin a la fracturación del pozo.

Esta técnica debería usarse contralas pérdidas por infiltración y laspérdidas parciales, así como laspérdidas totales menos graves. Lapreparación de las lechadas de altapérdida de filtrado, y su aplicación alas zonas de pérdida cuya severidadvaría de pérdida por infiltración apérdida parcial y a pérdida total, sedescriben más adelante.

Las aplicaciones a estas zonas estáncaracterizadas por pequeñasdiferencias, la más importante siendoel aumento del tamaño del agentepuenteante a medida que la zona depérdida se hace más grave.

En primer lugar, la severidad de lapérdida debería ser determinada apartir del nivel de fluido y de lavelocidad de pérdida. Luego se debedeterminar el punto aproximado de lapérdida y definir el tipo de formaciónque está tomando el lodo. Si se

sospecha que la formación estásometida a la fracturación hidráulica,el punto de pérdida más probableestará ubicado justo por debajo de lazapata de cementación de la tuberíade revestimiento.

PARA LA PÉRDIDA POR INFILTRACIÓN1. Mezclar 100 bbl de lechada:

a. Añadir 10 a 20 lb/bbl de arcilla deatapulguita o sepiolita a 80 bbl deagua (las arcillas de atapulguita ysepiolita actúan de la mismamanera en el agua salada). Si estasarcillas no están disponibles, usar5 a 20 lb/bbl de bentonita ypretratar el agua con 1/4 lb/bblde soda cáustica para eliminar losiones calcio y magnesio. Dejarque la arcilla aumente la

Figura 10: Resumen de las pruebas de material de pérdida de circulación (según Howard y Scott).

Concentración Mayor Fractura Sellada Material Tipo Descripción (lb/bbl) (pulg.)

0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20Cáscara de nuez Granular 50% – 3⁄16+ malla 10 20

50% – 10+ malla 100 Plástico Granular 50% – 3⁄16+ malla 10 20

50% – 10+ malla 100Caliza Granular 50% – 3⁄16+ malla 10 40

50% – 10+ malla 100Azufre Granular 50% – 3⁄16+ malla 10 120

50% – 10+ malla 100Cáscara de nuez Granular 50% – 10+ malla 16 20

50% – 30+ malla 100Perlita expandida Granular 50% – 3⁄16+ malla 10 60

50% – 10+ malla 100Celofán Laminado Escamas de 3⁄4 pulg. 8Aserrín Fibroso Partículas de 1⁄4 pulg. 10Heno Fibroso Fibras de 1⁄2 pulg. 10Corteza Fibroso 3⁄8 pulg. 10Cáscaras de semillas de algodón Granular Finas 10Heno Fibroso Partículas de 3⁄8 pulg. 12Celofán Laminado Escamas de 1⁄2 pulg. 8Madera en tiras Fibroso Fibras de 1⁄4 pulg. 8Aserrín Fibroso Partículas de 1⁄16 pulg. 20

Agua

Figura 11: Técnica de inyección de presión de altapérdida de filtrado para la pérdida de circulación,

indicando la pérdida de agua mediante la filtración queestá depositando sólidos dentro de la fractura

La filtraciónes el procesoque deja losmateriales depérdida decirculación ylos sólidosdel lodocomo tapónfirme en laabertura através de lacual el lodoestápasando.



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viscosidad. Si se usa bentonita,añadir 1/2 lb/bbl de cal paraflocular la bentonita y aumentarel filtrado.

o:b. Añadir 50 lb/bbl de materiales de

tierra diatomácea (Diacel® D,Diaseal® M o un sustitutoapropiado como LO-WATE™).Diaseal M es una mezcla de tierradiatomácea, cal y papel. Si se usaesta mezcla, no se requiere laatapulguita.

Añadir diferentes tamaños y formasde LCM para obtener unaconcentración total de LCM de 10 a20 lb/bbl.2. Colocar la barrena en la parte

superior o frente a la zona depérdida. Desplazar la lechada deLCM hasta el final de la tubería deperforación.

3. Cerrar los arietes. Inyectar elmaterial lentamente (presiónmáxima de 50 psi) dentro de lazona de pérdida, a una velocidad de1 bbl/min. Mantener la presión deinyección durante 4 a 8 horas, ohasta que se disipe. Medir la presiónde inyección sobre el espacioanular, usando un manómetro de 0a 300 psi.

Para evitar la fracturación de otraszonas, presiones de inyección segurasmás altas que la presión hidrostáticadel lodo deberían ser usadas.Por ejemplo:

OBSERVACIÓN: La presión superficialmás la presión de la columna de lodonunca debería exceder la presión desobrecarga (1 psi/pie).

PARA LA PÉRDIDA PARCIAL1. Mezclar 100 bbl de lechada:

Añadir 10 a 20 lb/bbl de arcilla deatapulguita o sepiolita a 80 bbl deagua. Si estas arcillas no estándisponibles y se usa bentonita comoviscosificador, añadir 1/2 lb/bbl decal para flocular las arcillas yaumentar el filtrado.

o:

Añadir 50 lb/bbl de materiales detierra diatomácea (como antes).Usar solamente barita si el peso dellodo es de 12 lb/gal o más, o si setrata del único material en polvoinerte disponible.

Añadir una combinación dediferentes tamaños y formas de LCMpara obtener una concentración totalde LCM de 15 lb/bbl.2. Colocar la tubería de perforación

con el extremo abierto en la partesuperior o frente a la zona depérdida.

3. Desplazar 25 bbl de lechada dentrode la zona, a una velocidad de 2 a 4bbl/min.

4. Interrumpir las operaciones durante20 a 30 minutos

5. Desplazar otros 25 bbl de lechada ala misma velocidad

6. Seguir este procedimiento,alternando periodos de espera ydesplazamientos hasta que el pozose llene. A veces dos cargas de 100bbl serán necesarias. Durante estasoperaciones, la tubería deperforación debería ser reciprocadapara impedir que se pegue.

7. Cuando el pozo se llena, cerrar losarietes e inyectar dentro del espacioanular con una presión de 50 a 100psi, desplazando la lechada muylentamente (1 bbl/min) dentro de latubería de perforación. Conectar unmanómetro de 0 a 300 psi en elespacio anular para facilitar lalectura de los valores de presiónbaja. Mantener la inyección depresión durante 30 a 60 minutos.

8. Salir del pozo, levantar la barrena yseguir perforando.

PARA LA PÉRDIDA TOTALEl procedimiento para la pérdida totales el mismo que para la “pérdidaparcial”, excepto en lo que se refiere ala composición de los agentespuenteantes. La composición de estosmateriales debería ser la siguiente:1. Añadir 10 a 15 lb/bbl de arcilla de

atapulguita o sepiolita a 80 bbl deagua. Si estas arcillas no estándisponibles, tratar el agua de lamanera descrita anteriormente.Añadir 1/2 lb/bbl de cal.

o:Añadir 50 lb/bbl de materiales de

tierra diatomácea (como antes). Usar

Profundidad (pies) Presión de Inyección (psi)0 - 1.000 0 - 200

1.000 - 5.000 100 - 500

5.000 y más profundo 500

Si se sospechaque laformaciónestá sometidaa lafracturaciónhidráulica, elpunto depérdida másprobableestaráubicado justopor debajo dela zapata decementaciónde la tuberíaderevestimiento.

Para evitar lafracturaciónde otraszonas,presiones deinyecciónseguras másaltas que lapresiónhidrostáticadel lododeberían serusadas.


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solamente barita si el peso del lodo esde 12 lb/gal o más, o si se trata delúnico material en polvo inertedisponible.

Añadir una combinación dediferentes tamaños y formas de LCMpara obtener una concentración totalde LCM de 20 a 30 lb/bbl.

Para el desplazamiento, referirse alos Pasos 2 a 8 en la sección titulada“Para la pérdida parcial”.2. Cuando ocurren pérdidas totales

graves de retornos en formacionescon grandes fracturas, fisuras,canales o cavernas de origennatural, se debería colocar por lomenos una de las píldorasconvencionales de pérdida decirculación descritas anteriormente.Si este procedimiento no mejora elproblema de pérdida de circulación,se debería considerar el uso detratamientos para cavernas conmateriales de relleno a granel comotrapos, sacos de lodo, heno, papel,madera, etc., antes de bombear lostapones de cemento.

TAPONES DUROSVarios tapones duros de cementosuelen ser eficaces contra las pérdidastotales.

La composición y la técnica deaplicación de la lechada de cementousada para combatir la pérdida decirculación deberían serfuncionalmente adecuadas para que lacementación sea exitosa.1. Composición de la lechada de

cemento. El cemento, o el cementomás bentonita, constituye unremedio importante para la pérdidade circulación, ya que estas lechadassuelen sellar las zonas de pérdidafisuradas.

Se recomiendan tres lechadas decemento Portland: puro, bentonitay gilsonita. Estos cementos han sidoseleccionados en base a la granvariedad de propiedades quepueden ser obtenidas y debido aque están generalmente disponibles.Cemento Portland puro. Mezclarhasta obtener una concentración de15,6 lb/gal, usando 46% de agua ycemento. Esta lechada forma unfluido denso y desarrolla una altaresistencia a la compresión alfraguar.

Cemento de bentonita o gel. Elcemento de bentonita, formadomediante la adición de cemento alagua que contiene bentonitaprehidratada, ofrece propiedadesóptimas. La lechada formada tieneuna densidad más baja y unesfuerzo de gel más alto. Tambiéntiene una resistencia de fraguadomás alta que una lechada formadamediante la adición de agua a unamezcla seca de bentonita ycemento.

Al mezclar la lechada, tratar elagua dulce por usar con 1/4 lb/bblde carbonato de sodio y 1/4 lb/bblde soda cáustica para eliminar losiones calcio y magnesio. Añadir 10lb/bbl de bentonita y dejar queaumente la viscosidad. Usar estalechada de bentonita para mezclaruna lechada de cemento-bentonitade 14,5 a 15,0 lb/gal. Usar 100 sacoso más de cemento para los pozosmás grandes.Cemento Portland de gilsonita. Lagilsonita puede ser añadida a laslechadas de cemento que sonusadas para tratar de restablecer losretornos. La gilsonita reduce ladensidad de la lechada y actúacomo agente puenteante, funcionesque ayudan a mantener la lechadaen las inmediaciones del pozo.Debería ser aplicada exactamentecomo las lechadas de cemento-bentonita, y debería ser inyectada siel pozo se llena durante suaplicación. Se recomienda entre 25y 100 lb de gilsonita por saco.

Estos tres cementos sonrecomendados porque proporcionanlechadas con propiedades que varíande lechadas pesadas, poco viscosas,de fraguado duro, a lechadas ligeras,densas, que tienen propiedadespuenteantes. Además, estos cementosestán disponibles en todas partes. Sinembargo, no están destinados a serusados con exclusión de todas lasdemás formulaciones de cemento.

1. Técnicas para aplicar el cemento.Las lechadas de cemento deberían serusadas para combatir las pérdidas afracturas naturales que tienen undiámetro de 1/3 pulgada a 1 pie, y acalizas y cantos rodados quebrados.

Variostaponesduros decementosuelen sereficacescontra laspérdidastotales.



CAPÍTULO

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OBSERVACIÓN: Muchas veces lacementación de las zonas de pérdida noes eficaz porque el lodo atraviesa lalechada no fraguada. Las “columnasbalanceadas” suelen impedir esto,especialmente si los pesos de lascolumnas son calculadosminuciosamente.

MÉTODO DE COLUMNA BALANCEADA1. Si es posible, perforar sin retornos a

través de toda la zona de pérdida decirculación.

2. Salir del pozo. Medir el nivel delodo estático usando un pedazo demadera (4 pulg. x 4 pulg. x 4 pies)suspendido de un cable de alambreo un medidor de nivel de fluido poreco sónico.

3. Seleccionar una lechada decemento. Según la severidad de lazona de pérdida, mezclar y aplicar100 a 300 sacos.

4. Localizar la zona de pérdida,usando una de las técnicasapropiadas descritas anteriormente.

5. Meter la tubería de perforación y launión substituta de cementaciónmás allá de la zona de pérdida, paraasegurar que esté expuesta. Si esnecesario, limpiar el pozo más alláde la zona. Subir la unión substitutade cementación hasta un puntoubicado 50 pies por encima de laparte superior de la zona de pérdida.

6. Calcular el volumen de lechada decemento que se debe colocar.Mezclar y bombear el cementohasta que se haya bombeado elvolumen deseado. Desplazar latubería de perforación a ±10bbl/min. Dejar suficiente cementodentro de la columna deperforación para balancear el tapónen el espacio anular. Esto eliminaráel efecto de tubo en U y minimizarála contaminación del cemento.

7. Salir lentamente del pozo. A medidaque se retira la tubería, el nivel delodo en el espacio anular caerá ycausará un desbalance de presiónentre la formación y el pozo. Estopuede causar la penetración dellodo o de los fluidos de laformación a través de la lechada decemento. Para evitar este problema,añadir lodo con mucho cuidado alespacio anular, a través de la línea(tubería) de relleno.

La adición de una cantidad delodo excesiva al espacio anularcausará la expulsión del lodo desdeel espacio anular hacia laformación, pasando a través de lalechada de cemento antes de queésta pueda fraguar. La cantidad delodo bombeada debe corresponderal desplazamiento de volumen (nola capacidad) de la tubería. Estaoperación puede hacer más dañoque bien si se realiza sin la debidaatención. Bombear la cantidad delodo requerida cada 10 haces detubería en pie. Esperar el fraguadodel cemento durante por lo menos8 horas.

8. Medir el nivel de fluido. Si es másbajo o más alto que el nivel estáticooriginal, no tratar de ajustarlo. Si esmás alto y se introduce otro tapón,ajustarlo añadiendoproporcionalmente menos lodo amedida que se retira la tubería.

INYECCIÓN DE PRESIÓN DE LECHADA DEACEITE DIESEL/BENTONITA/CEMENTOUsar esta técnica contra las pérdidastotales y las pérdidas totales graves.Usar los siguientes pasos para aplicaresta técnica:1. Si es posible, perforar sin retornos

a través de toda la zona de pérdidade circulación.

2. Salir del pozo. Medir el nivel delodo estático de la manera descritaanteriormente.

3. Localizar la zona de pérdida de lamanera indicada en el Paso 4 delmétodo de columna balanceada.

4. Después de haber localizado elintervalo de pérdida, colocar laparte inferior de la uniónsubstituta mezcladora a 50 piesencima de dicho intervalo. Aplicaruna presión de inyección máxima.

5. Bombear un volumenamortiguador de 10 bbl de aceitediesel sin agua delante de lalechada.

6. Mezclar 100 sacos de cementonormal y 100 sacos de bentonitacon 50 bbl de aceite diesel. Paravolúmenes que no son de 50 bbl,mezclar dos sacos de cemento de96 lb y dos sacos de bentonita de100 lb con cada barril de aceitediesel. Para fracturas grandes osecciones largas de fisuras

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reticuladas, usar 300 sacos de cadamaterial.

Para cargas grandes, usar uncementador y mezclarcontinuamente los materialessecos con el aceite diesel. Paracargas pequeñas, usar un tanqueadecuado. Esta mezcla producirá1,39 bbl de lechada por cada barrilde aceite diesel. Esta lechadatendrá un peso de 11,5 lb/gal.

7. Desplazar la lechada dentro de latubería de perforación y seguir con5 bbl de aceite diesel.

8. Comenzar a bombear lodo deperforación dentro del espacioanular cuando el volumenamortiguador de 10 bbl de aceitediesel llega a la unión substitutamezcladora. Cerrar los arietes.Controlar las velocidades debombeo de manera que la relaciónde volumen de lechada a volumende lodo sea 2:1. En general, lasvelocidades de bombeo de 4bbl/min en la tubería deperforación y 2 bbl/min en elespacio anular serán satisfactoriascon una tubería de perforación de4 1/2 pulg. en pozos de 7 7/8 pulg.y pozos más grandes.

9. Desplazar la mitad de la lechadadentro de la formación a estarápida velocidad de bombeo.Ocasionalmente se puedereciprocar lentamente la tubería deperforación para determinar si lalechada está subiendo por elespacio anular. Si el indicador depeso indica cualquier aumento delarrastre, desconectar y levantar latubería hasta que quede libre.Realizar las conexiones y seguirdesplazando. No hay ningunanecesidad de preocuparse por loscortos periodos de parada, ya queno se impone ningún límite sobreel tiempo de bombeo de la lechadadentro de la tubería.

10. Desplazar la siguiente cuarta partedel volumen de lechada y lodo a lamitad de la velocidad usada en elPaso 9.

11. Desplazar la cuarta parte restantedel volumen de lechada a la mitadde las velocidades usadas en elPaso 10. Si el pozo se llena, lo cualserá indicado por la presión en elespacio anular, tratar (mediante

una inyección de presiónintermitente) de aumentar lapresión usando velocidades de 1bbl/min dentro de la tubería deperforación, y 0,5 bbl/min dentrodel espacio anular.

OBSERVACIÓN: Un barril delechada debería quedar dentro de latubería de perforación al terminar lainyección de presión, si se desarrollaalguna presión. Balancear lascolumnas si no se desarrolla ningunapresión. No realizar la circulacióninversa porque el lodo hará contactocon la lechada y se gelificará dentrode la tubería de perforación.

12. Después de la inyección de presiónde cemento, salir del pozo yesperar como mínimo 8 horas paraque el cemento fragüe antes deperforar la zapata. Si el primerintento es infructuoso, repetir elprocedimiento después de esperarel fraguado del cemento durante 8horas.

PRECAUCIONESEvitar la contaminación de la lechadacon lodo o agua en las líneas desucción y las bombas. Los siguientespasos minimizarán la posibilidad decontaminación.1. Realizar pruebas de campo para

determinar la apropiabilidad delaceite diesel.a. Llenar un tubo de contenido de

arena hasta la línea de 20% conaceite diesel.

b. Añadir agua hasta la líneamarcada “lodo hasta aquí”.

c. Agitar enérgicamente durante 10segundos y dejar reposar por 10minutos.

d. Si el aceite y el agua se separanen dos capas distintas, el aceitediesel es apropiado para serusado. Sin embargo, si el fluido sesepara en tres capas con el aceiteencima, el agua abajo y unaemulsión blanca en el medio, elaceite diesel no es apropiado y nodebe ser usado.

2. Drenar todo el agua y lodo de todaslas bombas, líneas y tanques antesde realizar la mezcla.

3. Usar aceite diesel para limpiarcompletamente las bombas, líneas einstalaciones de mezcla antes derealizar la mezcla.

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CAPÍTULO

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TAPONES BLANDOSTapones blandos mezclados en elfondo (aceite diesel/bentonita,Bengum). Usar esta técnica contrafracturas inducidas y para mantenerlas lechadas de cemento en o cerca delpozo hasta que fragüen.

Para que los tapones blandosmezclados en el fondo sean eficaces,será necesario que las cantidadescorrectas de componentes se reúnan yse mezclen cerca de la zona depérdida. Esto debe recibir unaatención especial.

Por ejemplo, cuando se usa aceitediesel/bentonita, el lodo puede serbombeado dentro del espacio anularpara establecer un caudal constanteóptimo de lodo antes que la lechadade aceite diesel/bentonita salga de latubería de perforación.Cómo mezclar y aplicar la lechadade aceite diesel/bentonita:1. Si es posible, perforar sin retornos

a través de toda la zona de pérdidade circulación.

2. Salir del pozo. Medir el nivel delodo estático de la manera descritaanteriormente.

3. Localizar la zona de pérdida de lamanera descrita anteriormente.

4. Después de haber localizado elintervalo de pérdida, introducir launión substituta de colocaciónmás allá de la zona de pérdida paraasegurar que esté expuesta. Colocarla parte inferior de la uniónsubstituta mezcladora a 50 piesencima de dicho intervalo. Aplicaruna presión de inyección máxima.

5. Bombear un volumenamortiguador de 10 bbl de aceitediesel sin agua delante de lalechada.

6. Mezclar 200 sacos de bentonita de100 lb con 50 bbl de aceite diesel.Para volúmenes distintos, mezclar4 sacos de bentonita con cadabarril de aceite diesel. La mezclapuede ser realizada continuamentemediante el uso de un camióncementador. Esta mezcla producirá1,39 bbl de lechada por cada barrilde aceite diesel. Para las zonas depérdida grave, usar 600 sacos debentonita en 150 bbl de aceitediesel, mezclando continuamente.

7. Desplazar la lechada dentro de la

tubería de perforación y seguir con5 bbl de aceite diesel. Cuando elfrente del volumen amortiguadorde 10 bbl llega al final de la tuberíade perforación, comenzar abombear lodo de perforacióndentro del espacio anular a unavelocidad de 4 bbl/min con otrabomba. Cerrar los arietes.

8. Controlar las velocidades debombeo de manera que la relaciónde volumen de lechada a volumende lodo sea 1:1. En general, lasvelocidades de bombeo de 4bbl/min en la tubería deperforación y 4 bbl/min en elespacio anular serán satisfactoriascon una tubería de perforación de4 1/2 pulg. en pozos de 7 7/8 pulg.y pozos más grandes.

9. Desplazar la mitad de la lechadadentro de la formación a estarápida velocidad de bombeo ohasta que la presión comience aaumentar en el espacio anular.Cuando se obtiene la presión,reducir la velocidad de bombeo enla tubería de perforación y el espacioanular, para que la lechada entre enla zona de pérdida sin exceder lapresión máxima establecida (100 a500 psi). Conectar un manómetrode 0 a 300 psi en el espacio anularpara facilitar la lectura de los valoresde presión baja.

Ocasionalmente se puedereciprocar lentamente la tubería deperforación para determinar si lalechada está subiendo por el espacioanular. Si el indicador de peso indicacualquier aumento del arrastre,desconectar y levantar la tuberíahasta que quede libre. Realizar lasconexiones y seguir desplazando.No hay ninguna necesidad depreocuparse por los cortos periodosde parada, ya que no se imponeningún límite sobre el tiempo debombeo de la lechada dentro de latubería.


11. Desplazar la totalidad menos 1 bblde la cuarta parte restante delvolumen de lechada a la mitad de lavelocidad usada en el Paso 10.

Evitar lacontaminaciónde la lechadacon lodo oagua en laslíneas desucción y lasbombas.

Para que lostaponesblandosmezclados enel fondo seaneficaces, seránecesario quelascantidadescorrectas decomponentesse reúnan yse mezclencerca de lazona depérdida.


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Estaspíldorastambiénpueden serusadas paraimpedir elflujo de aguay consolidarlas gravassueltas.

Tratar de aumentar la presiónmediante una inyección de presiónintermitente.

OBSERVACIÓN: Un barril delechada debería quedar dentro de latubería de perforación al terminar lainyección de presión. No realizar lacirculación inversa porque el lodohará contacto con la lechada y segelificará dentro de la tubería deperforación.

12. Cuando el pozo no puede llenarse,un empaque debería ser colocadoal fondo de la tubería derevestimiento. El desplazamientodel lodo y de las lechadas dentrode la tubería de perforación deberíaser realizado alternando cargas de20 bbl de lechada con cargas de 5bbl de lodo, usando un espaciadorde 1 ó 2 bbl de aceite entre laslechadas.

13. Después de la inyección de presiónde cemento, salir del pozo para labarrena, perforar el tapón ycontinuar la perforación. Repetir elprocedimiento si no se desarrollaninguna presión de inyección.

PRECAUCIONES: Observar lasmismas precauciones que fueronmencionadas anteriormente para lainyección de presión de lechada de aceitediesel/bentonita/cemento.

CÓMO MEZCLAR Y APLICAR UNAINYECCIÓN DE PRESIÓN DE BENGUMHalliburton Bengum No. 1 es unagoma guar natural a la cual se haagregado un preservativo y un agentecompletador. La mezcla de Bengumconsta de 10% en peso de BengumNo. 1 y 90% en peso de bentonita,premezclados juntos.

La lechada de Bengum se preparaañadiendo 100 lb de mezcla Bengum-bentonita a 13 a 15 galones de aceitediesel. Esta lechada tiene un fraguadomás duro que la lechada de aceitediesel/bentonita debido a suscomponentes orgánicos,especialmente cuando se mezcla enaguas y lodos salinos. Su resistencia defraguado están comprendida entre lalechada de aceite diesel/bentonita y lalechada de aceitediesel/bentonita/cemento, pero estámás cerca de la resistencia de fraguadode la lechada de aceite

diesel/bentonita. Debería usarse:• Cuando se requiere una resistencia

más alta que la resistenciaproporcionada por la lechada deaceite diesel/bentonita.

• Cuando las aguas salinas usadas parala mezcla están reduciendoconsiderablemente la resistencia dela lechada de aceite diesel/bentonita.Para la aplicación, seguir lasinstrucciones proporcionadasanteriormente para la lechada deaceite diesel/bentonita. La relaciónrecomendada de lodo a Bengumvaría de 4:1 a 1:1, según laresistencia requerida.

INYECCIONES DE POLÍMEROENTRECRUZADO O RETICULADO

Varias compañías ofrecen píldoras deinyección de presión de polímeroentrecruzado además de lasinyecciones de arcilla organofílica ylas inyecciones de alto filtradodiseñadas para las aplicaciones depérdida de circulación. FORM-A-SET™ deM-I es una lechada de polímeroentrecruzado y LCM.

Estas píldoras se componengeneralmente de una mezcla depolímeros y materiales de pérdida decirculación que se entrecruzan con latemperatura y el tiempo para formaruna consistencia maleable gomosa yesponjosa, la cual elimina eficazmenteel filtrado al sellar las fracturas y lasformaciones fisuradas. Estas píldorastambién pueden ser usadas paraimpedir el flujo de agua y consolidarlas gravas sueltas.

Según el fabricante, el productopuede ser suministrado en un saco deaditivo que contiene los polímeros ylos materiales de pérdida decirculación o en sacos individualespara cada componente. La mayoríaofrecen un retardador y un acelerador.En la mayoría de los casos, elretardador será necesario para demorarel entrecruzamiento prematuro hastaque la lechada pueda ser colocadafrente a la pérdida de zona.

Las píldoras pueden ser densificadascon M-I BAR® o FER-OX®, si es necesariopara el control del pozo. Según elfabricante y el producto específico, losmateriales pueden generalmente sermezclados en agua salada hasta elpunto de saturación, pero no pueden

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CAPÍTULO

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ser usados con salmueras a base decalcio. La sal actúa generalmentecomo retardador para el mecanismode entrecruzamiento. Pueden usarsecon sistemas no acuosos (base aceite),mediante la incorporación deespaciadores mientras que las lechadasson mezcladas en agua. Lasrecomendaciones de los fabricantesdeberían ser estrictamente observadas,debido a las diferencias que existen enlos mecanismos de entrecruzamientoy las limitaciones de los productos.

Después de mezclar de conformidadcon las recomendaciones de losfabricantes individuales, la píldora serácolocada de manera similar a las otraspíldoras de pérdida de circulación.Bombear la lechada hasta la tubería deperforación y desplazar la lechada apartir de la barrena, sacar la tubería einyectar la píldora.

Se recomienda realizar pruebaspiloto para determinar laconcentración correcta de retardador oacelerador que debe ser usada.Típicamente, las píldoras alcanzaránsu consistencia a 115ºF (46ºC) en

aproximadamente 60 minutos, sinusar ningún retardador o acelerador. Elentrecruzamiento es más rápido atemperaturas mayores. Por lo tanto,en la mayoría de las situaciones, seránecesario usar un retardador.Reiteramos que las recomendacionesde los fabricantes deben serconsultadas para evitar elendurecimiento prematuro de lapíldora.

PERFORACIÓN CIEGA/CON LODOAIREADORealizar la perforación ciega o conlodo aireado y colocar la tubería. Usaresta técnica contra pérdidas totalesgraves. En el caso de zonas de pérdidamuy graves, como las grandescavernas (con o sin movimiento deagua) o las zonas largas de fisuras ofracturas reticuladas (500 a 1.000 pies),la perforación ciega o con lodoaireado a través de todas las zonas depérdida, seguida por la colocación dela tubería, constituye muchas veces laúnica técnica eficaz.

Aunque la presión necesaria para iniciaruna fracturación hidráulica de laformación no debería diferir entre loslodos base agua y los lodos base aceite,la diferencia es considerable una vez quelas fracturas se han formado. Los fluidosbase agua tienen típicamente unapérdida “instantánea” de fluidos másalta, causando la formación casiinstantánea de un revoque quecontribuye a la obturación de laformación en las formacionespermeables.

Los fluidos base aceite no demuestranlas mismas características. Una vez queuna fractura ha sido iniciada por unfluido base aceite, la presión necesariapara propagar la fractura es mucho másbaja en comparación. Esto esacrecentado por la falta de pérdida depresión importante a través del revoquede la mayoría de los fluidos base aceite.Esto facilita la transmisión de loscambios de presión del pozo a la

formación, propagando aún más lafractura. Los estudios han demostradoque la presión requerida para volver aabrir una fractura también es más bajacuando se usa un fluido base aceite.Otra complicación aparece cuando elmaterial de pérdida de circulación usadocontribuye a la apertura de la fractura.

Como se mencionó anteriormente,será necesario tomar en cuenta laspropiedades que se dan exclusivamenteen los lodos base aceite para impedir lapérdida de circulación. Las propiedadesmás importantes y sus efectos son lossiguientes:• Diferencias de las propiedades de flujo

causadas por la temperatura. Despuésde un viaje de la barrena, puede quesea necesario operar con un caudalreducido hasta que se termine un ciclocompleto en el pozo. Esto permite queel lodo se caliente hasta alcanzar latemperatura y la viscosidad normal decirculación, evitando densidades

Técnicas para Tratar la Pérdida de Circulación en LodosBase Aceite

Los fluidosbase aguatienentípicamenteuna pérdida“instantánea”de fluidos másalta,causando laformacióncasiinstantáneade unrevoque...


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equivalentes de circulacióninnecesariamente altas. Diferencias depresión de bombeo mayores que 100psi suelen ocurrir en los fluidos máspesados a medida que el fluido secalienta.

• Debido a la mayor expansión delfluido en comparación con los fluidosbase agua, el peso de lodo medidoaumentará frecuentemente cuando elfluido se enfría en la superficie, comosuele ocurrir durante un viaje.Nuevamente, estas diferencias sonampliadas cuando el peso del lodoaumenta. Por este motivo, latemperatura a la cual se pesa el lodosiempre debe ser registrada. Se deberesistir la tentación de reducir el pesodel lodo en los tanques durante unviaje, a menos que los pesos fuerantomados a la misma temperatura.

INCORPORACIÓN DE MATERIAL DEPÉRDIDA DE CIRCULACIÓN EN ELSISTEMANo se recomienda incorporar grandesconcentraciones de materiales depérdida de circulación en el sistemaentero ya que estos materialesaumentan la densidad equivalente decirculación. Esto suele agravar elproblema de pérdida de circulación, envez de resolverlo. Sin embargo, enalgunos casos, las pérdidas porinfiltración pueden ser eliminadastemporalmente o minimizadas cuandoel sistema contiene pequeñasconcentraciones de materiales depérdida de circulación. Los materiales y

las concentraciones que serecomiendan son los siguientes:

Usar 2 a 6 lb/bbl de M-I-XTM II y/o 2 a5 lb/bbl de LO-WATE (carbonato decalcio). Pequeñas concentraciones deNUT PLUG (1 a 10 lb/bbl) tambiénpueden ser usadas. Otros materiales depérdida de circulación tienden a causarla humectación por agua y la pérdidade la estabilidad eléctrica. Si lascircunstancias requieren el uso de estosotros materiales, el sistema debería sermonitoreado para determinar losefectos de estos materiales y realizar eltratamiento correspondiente. Elpretratamiento con un agentehumectante (VERSAWET®) puedeminimizar estos efectos en algunoscasos.

Inyecciones de lodo base aceite.Estas inyecciones han resultado ser elmétodo más eficaz para sellar una zonade pérdida. Estas inyecciones deberíanconstar de un volumen suficiente parallenar como mínimo el pozo a 50 piespor encima y por debajo de la zona depérdida. Las siguientes inyecciones hansido las más eficaces para sellar laszonas de pérdida cuando se usan lodosbase aceite.

INYECCIÓN DE PRESIÓN DE TIERRADIATOMÁCEA (DIASEAL M)/ACEITEDIESEL

1. La tabla proporcionada acontinuación debería ser usada paramezclar una lechada de tierradiatomácea (Diaseal M). Después demezclar la lechada, añadir 5 lb/bbl

Densidad Diaseal M M-I BAR Aceite diesel VERSAWET

(lb/gal) lb sacos lb sacos gal bbl gal lb

8 44,0 1,100 20 0,20 38,92 0,926 0,140 1,00

9 41,2 1,030 73 0,73 37,58 0,895 0,210 1,50

10 38,5 0,963 128 1,28 36,18 0,861 0,250 1,75

11 35,7 0,893 181 1,81 34,85 0,829 0,250 1,75

12 32,9 0,823 237 2,37 33,43 0,796 0,250 1,75

13 30,0 0,750 291 2,91 32,06 0,763 0,250 1,75

14 27,2 0,680 346 3,46 30,67 0,730 0,250 1,75

15 24,5 0,613 400 4,00 29,30 0,698 0,285 2,00

16 21,8 0,545 454 4,54 27,93 0,665 0,285 2,00

17 18,9 0,473 509 5,09 26,55 0,632 0,357 2,50

18 17,0 0,425 563 5,63 25,13 0,598 0,428 3,00

Formulaciones para preparar un barril de lechada Diaseal M densificada en aceite diesel.

...estosmaterialesaumentan ladensidadequivalentedecirculación.



CAPÍTULO

14

de mica fina, 5 lb/bbl de Nut Plugmediano, 5 lb/bbl de M-I-X II y 5lb/bbl de carbonato de calcio (LO-WATE). Estas concentracionespueden ser modificadas según lageometría de la columna deperforación.

2. Colocar la barrena en la partesuperior o frente a la zona depérdida. Desplazar la lechada hastael final de la tubería de perforación.

3. Cerrar los arietes. Inyectarlentamente (presión máxima de 50psi) el material dentro de la zonade pérdida a una velocidad de 1bbl/min. Mantener la presión deinyección durante 4 a 8 horas, ohasta que se disipe. Medir lapresión de inyección sobre elespacio anular, usando unmanómetro de 0 a 300 psi.

Para evitar la fracturación de otraszonas, deberían usarse presionesseguras de inyección más altas que lapresión hidrostática del lodo.Por ejemplo:


INYECCIÓN DE PRESIÓN DE CARBONATODE CALCIO/M-I-X II1. El lodo del sistema activo puede ser

usado como base para esta lechada.Añadir 5 a 25 lb/bbl de mica fina, 5a 25 lb/bbl de NUT PLUG mediano,10 lb/bbl de carbonato de calcio(LO-WATE) y 10 lb/bbl de M-I-X II allodo base. La cantidad de materialmezclado en el tanque dependeráde varias condiciones. a. El peso actual del lodo. Cuando la

densidad del fluido aumenta, lacantidad de material de pérdida decirculación que se puede añadir yque puede mantener un fluidobombeable disminuye.

b. Restricciones en la columna deperforación. El tamaño de lastoberas de la barrena, lasrestricciones internas de laherramienta de MWD, los motoresy otras herramientas afectan lasconcentraciones admisibles dematerial de pérdida de circulación.

c. Averiguar siempre si las bombas olas unidades de bombeo estánequipadas con mallas en la succión.Si es así, puede que sea necesarioretirar las mallas antes de bombearla píldora.

2. Colocar la barrena en la partesuperior o frente a la zona depérdida. Desplazar la lechada hastael final de la tubería de perforación.

3. Cerrar los arietes. Inyectarlentamente (presión máxima de 50psi) el material dentro de la zona depérdida a una velocidad de 1bbl/min. Mantener la presión deinyección durante 4 a 8 horas, ohasta que se disipe. Medir la presiónde inyección sobre el espacioanular, usando un manómetro de 0a 300 psi.

Para evitar la fracturación de otraszonas, deberían usarse presionesseguras de inyección más altas que lapresión hidrostática del lodo.

Por ejemplo:


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Profundidad (pies) Presión de Inyección (psi)

0 - 1.000 0 - 200

1.000 - 5.000 100 - 500


Profundidad (pies) Presión de Inyección (psi)

0 - 1.000 0 - 200

1.000 - 5.000 100 - 500



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INYECCIÓN DE PRESIÓN DE ARCILLAORGANOFÍLICA PARA LOS LODOS BASEACEITE1. Si es posible, perforar sin retornos a

través de toda la zona de pérdida decirculación.

2. Salir del pozo. Medir el nivel de lodoestático de la manera descritaanteriormente.

3. Localizar la zona de pérdida, usandouna de las técnicas apropiadasdescritas anteriormente.

4. Después de haber localizado elintervalo de pérdida, colocar la parteinferior de la unión substitutamezcladora a 50 pies encima dedicho intervalo. Aplicar una presiónde inyección máxima.

5. Bombear un volumen amortiguadorde 10 bbl de agua delante de lalechada.

6. Mezclar 1/2 lb/bbl de polímeroXCD® y 250 lb/bbl de VG-69 enagua hasta obtener el volumendeseado de lechada.

7. Desplazar la lechada dentro de latubería de perforación y seguir con10 bbl de agua.

8. Comenzar a bombear lodo baseaceite dentro del espacio anularcuando el volumen amortiguadorde 10 bbl de agua llega a la uniónsubstituta mezcladora. Cerrar losarietes. Controlar las velocidades debombeo de manera que la relaciónde volumen de lechada a volumende lodo base aceite sea 2:1. Engeneral, las velocidades de bombeode 4 bbl/min en la tubería deperforación y 2 bbl/min en elespacio anular serán satisfactoriascon una tubería de perforación de 41/2 pulg. en pozos de 7 7/8 pulg. ypozos más grandes.

9. Desplazar la mitad de la lechadadentro de la formación a esta rápidavelocidad de bombeo.Ocasionalmente se puede reciprocarlentamente la tubería de perforaciónpara determinar si la lechada estásubiendo por el espacio anular. Si elindicador de peso indica cualquieraumento del arrastre, desconectar ylevantar la tubería hasta que quedelibre. Realizar las conexiones yseguir desplazando. No hay ningunanecesidad de preocuparse por loscortos periodos de parada, ya queno se impone ningún límite sobre el

tiempo de bombeo de la lechadadentro de la tubería.


11. Desplazar la cuarta parte restante delvolumen de lechada a la mitad delas velocidades usadas en el Paso 10.Si el pozo se llena, lo cual seráindicado por la presión en el espacioanular, tratar (mediante unainyección de presión intermitente)de aumentar la presión usandovelocidades de 1 bbl/min dentro dela tubería de perforación, y 0,5bbl/min dentro del espacio anular.OBSERVACIÓN: Un barril de lechadadebería quedar dentro de la tubería deperforación al terminar la inyección depresión. No realizar la circulacióninversa porque el lodo hará contactocon la lechada y se gelificará dentro dela tubería de perforación.

12. Cuando el pozo no puede llenarse,un empaque debería ser colocado alfondo de la tubería derevestimiento. El desplazamiento dellodo base aceite y de las lechadasdentro de la tubería de perforacióndebería ser realizado alternandocargas de 20 bbl de lechada concargas de 5 bbl de lodo base aceite,usando un espaciador de 1 o 2 bblde aceite entre las lechadas.

13. Después de la inyección de presiónde cemento, salir del pozo y esperarcomo mínimo 8 horas para que elcemento fragüe antes de perforar lazapata. Si el primer intento esinfructuoso, repetir elprocedimiento después de esperar elfraguado del cemento durante 8horas.

PRECAUCIONESEvitar la contaminación de la lechadacon lodo base aceite o agua en las líneasde succión y las bombas. Los siguientespasos minimizarán la posibilidad decontaminación.1. Purgar todo el lodo base aceite de

todas las bombas, líneas y tanquesantes de realizar la mezcla.

2. Usar agua para limpiarcompletamente las bombas, líneas einstalaciones de mezcla antes derealizar la mezcla.

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CAPÍTULO

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Filtrado durante la perforación

Interrumpir la perforación y observar los niveles

¿Pérdidas en la superficie?

Sí No

¿Pozo fluyendo?Localizar y eliminar la pérdida

NoSí

Registrar las presiones estáticas del pozo cerrado Medir la velocidad de pérdida

TotalParcialInfiltraciónMatar el pozo

Las pérdidas comienzandurante RIH

Pérdida por infiltración o parcial

RIH a velocidad reducida

Hacer girar y establecer la circulación

¿Las pérdidas continúan?

No Sí

Continuar RIH

Inyección de arcillaorganofílica con LCM,Diaseal M y cementomedianos y gruesos

Inyección inversa dearcilla organofílica con

LCM, Diaseal M ycemento medianos y

gruesos

Mica, NUT PULG,KWIK-SEAL y

carbonato de calciofinos o medianos

M-I-X II, NUT PLUG,mica y carbonato de

calcio finos omedianos

Mica, NUT PULG, LO-WATE y KWIK-SEAL

finos

M-I-X II, LO-WATE,NUT PLUG y mica

finos

¿Pozo muerto? Inyectar LCM o cemento hastareducir las pérdidas

Sí No

Sí No

Introducir la tubería a presióny matar el pozo

Pérdida total

Mantener el espacio anular lleno

Control del flujo

Ningún flujo

Continuar RIH a una velocidadreducida encima de la zona de

pérdida

Inyectar LCM o cemento

Pérdidas dinámicas solamente

Usar el Diagrama de Flujo 1para seleccionar la píldora de

LCM

El pozo fluye

Cerrar el pozo

Inyectar LCM o cemento

¿Pérdidas reducidas?

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Diagrama de Flujo 1: Filtrado durante la perforación.

Diagrama de Flujo 2: Las pérdidas comienzan durante RIH.

Lodo base aceiteusado

Lodo base aguausado


Lodo base aguausado


Lodo base aguausado

Pega de Tubería

Pega de Tubería 15.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

15

La pega de tubería representa uno delos problemas de perforación máscomunes y más graves. La gravedad delproblema puede variar de unainconveniencia menor que puedecausar un ligero aumento de los costos,a complicaciones graves que puedentener resultados considerablementenegativos, tal como la pérdida de lacolumna de perforación o la pérdidatotal del pozo. Un gran porcentaje decasos de pega de tubería terminanexigiendo que se desvíe el pozoalrededor de la pega de tubería,llamada pescado, y que se perfore denuevo el intervalo. La prevención y lacorrección de los problemas de pega detubería dependen de la causa delproblema. Por lo tanto, para evitar ycorregir eficazmente los problemas depega de tubería, es importanteentender las diferentes causas ysíntomas, de manera que las medidaspreventivas y los tratamientosapropiados puedan ser aplicados.

Si la tubería se pega, será necesariohacer todo lo posible para liberarlarápidamente. La probabilidad de que lapega de tubería sea liberada con éxitodisminuye rápidamente con el tiempo.Es crítico que la causa más probable deun problema de pegadura seaidentificado rápidamente, ya que cadacausa debe ser corregida con diferentesmedidas. Un problema de pegadurapodría ser agravado fácilmente por unareacción inapropiada. Una evaluaciónde los sucesos que resultaron en lapegadura de la tubería indicafrecuentemente la causa más probabley puede llevar a medidas correctivasapropiadas.

En general, la tubería se pegamecánicamente o por presión diferencial.La pegadura mecánica es causada poruna obstrucción o restricción física. Lapegadura por presión diferencial es

causada por las fuerzas de presióndiferencial de una columna de lodosobrebalanceada que actúan sobre lacolumna de perforación contra unrevoque depositado en una formaciónpermeable. La pegadura mecánicaocurre generalmente durante elmovimiento de la columna deperforación. También es indicada porla circulación bloqueada. Sin embargo,ocasionalmente se puede observar unacantidad limitada de movimientoascendente/descendente o libertad demovimiento rotatorio, incluso cuandola tubería está pegada mecánicamente.La pegadura por presión diferencialocurre generalmente cuando la tuberíaestá estacionaria, tal como cuando sehacen las conexiones o cuando serealiza un registro. Está indicada por lacirculación completa y la ausencia demovimiento ascendente/descendenteo libertad de movimiento rotatorio,con la excepción del estiramiento ytorque de la tubería.

La pega mecánica de la tuberíapuede ser clasificada en dos categoríasprincipales: 1. Empaquetamiento del pozo ypuentes. 2. Perturbaciones de la geometría delpozoLos empaquetamientos y los puentesson causados por:• Recortes depositados• Inestabilidad de la lutita• Formaciones no consolidadas• Cemento o basura en el pozoLas perturbaciones de la geometría delpozo son causadas por: • Ojos de llave• Pozo por debajo del calibre• Conjunto de perforación rígido• Formaciones móviles• Bordes y patas de perro• Roturas de la tubería de

revestimientoLa pega de tubería por presión

diferencial suele ser causada por unade las siguientes causas/condiciones dealto riesgo:• Altas presiones de sobrebalance• Revoques gruesos• Lodos con alto contenido de sólidos• Lodos de alta densidad

Introducción

Referirse a la “Hoja de Trabajo:Liberación de la Tubería Pegada” ya las tablas de causas, indicacionesy medidas preventivas de pega detubería – incluidas al final de estecapítulo. Refiérase a éstas al revisarel material.

La pega detuberíarepresentauno de losproblemas deperforaciónmás comunesy más graves.

Laprobabilidadde que latuberíapegada sealiberada conéxitodisminuyerápidamentecon el tiempo.

Pega de Tubería CAPÍTULO

15


EMPAQUETAMIENTO DEL POZO YPUENTES

Recortes depositados. Si los recortes noson retirados del pozo, se acumulan enéste, causando el empaquetamiento delpozo, generalmente alrededor delConjunto de Fondo (BHA), y lapegadura de la columna de perforación(ver la Figura 1). Este problema ocurrefrecuentemente en las seccionesagrandadas, donde las velocidadesanulares son más bajas. En los pozosdesviados, los recortes se acumulan enla parte baja del pozo y pueden caerdentro del pozo, causando elempaquetamiento.

Las causas de la remocióninadecuada de los recortes del pozoson:• Perforación a Velocidades de

Penetración (ROP) excesivas parauna velocidad de circulacióndeterminada. Esto genera másrecortes de los que pueden sercirculados mecánicamente a partirdel espacio anular.

• Hidráulica anular inadecuada.• Falta de suspensión y transporte de

los recortes hacia la superficie conuna reología de lodo adecuada.

• Trayectorias de pozo muy desviadas.Los pozos de alto ángulo son másdifíciles de limpiar, ya que lossólidos perforados tienden a caer enla parte baja del pozo. Esto resultaen la formación de camas de recortesque son difíciles de eliminar.

• Desprendimiento y obturación de laformación alrededor de la columnade perforación.

• Circulación insuficiente para limpiarel pozo antes de sacar la tubería o derealizar conexiones. Cuando seinterrumpe la circulación, losrecortes pueden depositarsealrededor del BHA y obturar el pozo,causando la pegadura de la tubería.

• Perforación ciega (sin retornos delodo) y barrido periódico inadecuadodel pozo con un lodo viscoso.

• Perforación involuntaria sincirculaciónLas principales advertencias e

indicaciones de la sedimentación delos recortes son: • Relleno en el fondo después de

realizar las conexiones y los viajes• La cantidad de retornos que regresa a

las zarandas es pequeña en relacióncon la velocidad de perforación y eltamaño del pozo.

• Aumento del torque, arrastre ypresión de bombeo.

• Sobre-tensión en las conexiones ydurante el retiro de la tubería.

• Aumento de la cantidad de Sólidosde Baja Gravedad Específica (LGS) yposible aumento del peso y/oviscosidad del lodo.

Pega Mecánica

Figura 1: Recortes depositados (según Amoco TRUE ®).

String

Formación de unacama de recortes

durante laperforación

Cama derecortes

Empaquetamiento

Tuberíapegada

Si los recortesno sonretirados delpozo, seacumulan enéste...

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Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

Las medidas preventivas paraminimizar la posibilidad desedimentación de recortes son: • Mantener la reología apropiada del

lodo de conformidad con el tamañodel pozo, la ROP y la inclinación delpozo.

• En los pozos casi verticales, barrer elpozo con lodo de alta viscosidad. Enlos pozos muy desviados, barrer conpíldoras de baja viscosidad/altaviscosidad. Circular siempre hasta quelas píldoras de barrido regresen a lasuperficie y que las zarandas esténlimpias.

• Usar una hidráulica optimizada quesea compatible con el tamañorespectivo del pozo, la inclinación y laROP. Velocidades de circulación másaltas siempre proporcionan una mejorlimpieza del pozo.

• Controlar la perforación en situacionesde alta ROP o de limpieza insuficientedel pozo.

• Usar una rotación agresiva de lacolumna de perforación para mejorarla limpieza del pozo.

• Realizar un viaje del limpiador despuésde todas las corridas largas del motorde fondo.

• Usar el movimiento de la columna deperforación (rotación y movimientoalternativo) durante la circulación a lavelocidad máxima, para perturbar lascamas de recortes e incorporarlas denuevo dentro del flujo.

Inestabilidad de la lutita. Las lutitasinestables pueden causar la obturación ypegadura cuando caen dentro del pozo.Pueden ser clasificadas de la siguientemanera: • Lutitas reactivas. Éstas son lutitas

sensibles al agua, perforadas con

insuficiente inhibición. Las lutitasabsorben agua, se someten a esfuerzo yse desconchan dentro del pozo (ver laFigura 2). La perforación a través de lutita

reactiva es indicada principalmente poraumentos de la viscosidad de embudo,del punto cedente, de los esfuerzos degel, de la Prueba de Azul de Metileno(MBT) y posiblemente del peso del lodo.Esto se reflejará en los aumentos detorque, arrastre y presión de bombeo.• Lutitas presurizadas. Estas lutitas

están presurizadas y sometidas aesfuerzos mecánicos por diferentesfactores, incluyendo el peso de lasobrecarga, los esfuerzos in-situ, elángulo de los planos de estratificacióny los esfuerzos tectónicos. Cuando sonperforadas con un peso de lodoinsuficiente, estas lutitas sedesprenden dentro del pozo (ver laFigura 3).

• Formaciones fracturadas y falladas.Éstas son formaciones frágiles que sonmecánicamente incompetentes. Sonespecialmente inestables cuando losplanos de estratificación se inclinanhacia abajo con altos ángulos (ver laFigura 4).

Figura 2: Formación reactiva (según Shell UK).

Figura 3: Formaciones presurizadas.

Figura 4: Formaciones fracturadas y falladas (según Shell UK).

Embolamientodel estabilizador yagujero reducido

Bolas de arcilla

Lutita reactivaablandada

Presiónmás alta

Pres

ión

más

baj

a

Roca mecánicamenteincompetente

Zona falladade las

fracturas

La perforacióna través delutita reactivaes indicadaprincipalmentepor aumentosde laviscosidad deembudo, delpunto cedente,de los esfuerzosde gel...

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15


Se encontrarán grandes cantidadesde lutita astillosa o blocosa cuando laslutitas presurizadas son perforadas conun desbalance de presiones o cuandolas formaciones fracturadas sedesprenden. La presión de bombeo, eltorque y el arrastre aumentaráncuando el pozo está sobrecargado delutita derrumbada.

El control de la inestabilidad de laformación debería comenzar durantela fase de planificación del pozo. Unsistema de lodo inhibido, adaptado ala formación con el peso de lodoapropiado, minimizará la inestabilidadde la lutita. Para balancear losesfuerzos mecánicos, los pozos muydesviados requieren pesos de lodo másaltos que los pozos verticales. Aunquela prioridad absoluta del diseño de latubería de revestimiento sea asegurarque el pozo pueda ser perforado demanera segura, las profundidades delas zapatas de la tubería derevestimiento deben ser ajustadas paraque las formaciones problemáticaspuedan ser revestidas.

Está de más decir que será necesariomantener las propiedades adecuadasdel lodo para asegurar la buenalimpieza del pozo. Si se detecta elderrumbe de la formación, responderinmediatamente:1. Interrumpir la perforación.2. Barrer el pozo con lodo viscoso.3. Aumentar la viscosidad para mejorar

la capacidad de transporte.4. Aumentar el peso del lodo, cuando

sea aplicable.5. Implementar prácticas de

perforación para mejorar eltransporte de los recortes y reducir laposibilidad de pegadura de latubería.

Formaciones no consolidadas. Esteproblema afecta las formaciones queno pueden ser soportadas por elsobrebalance hidrostático solo. Porejemplo, la arena y la gravilla noconsolidadas caen frecuentementedentro del pozo y obturan alrededor dela columna de perforación. Problemastambién ocurren si el revoquedepositado sobre la arena floja noconsolidada no es suficiente paraimpedir que ésta “fluya” dentro delpozo y obture la columna deperforación (ver la Figura 5).

En general, estos tipos de

formaciones se encuentran en nivelespoco profundos o durante laperforación de las zonas deproducción. El torque, el arrastre y elrelleno sobre las conexiones son

indicios comunes de estos problemas.Los equipos de control de sólidosestarán sobrecargados de cantidades desólidos que no corresponden a la ROP.

Para perforar estas formaciones, ellodo debería proporcionar un revoquede buena calidad para ayudar aconsolidar la formación, de maneraque la presión hidrostática pueda“empujar contra”, y estabilizar laformación. Los tratamientos conmaterial de pérdida por infiltración, talcomo la fibra M-I-XTM II, ayudarán asellar estas formaciones yproporcionarán una base para elrevoque. Para minimizar la erosión,evitar caudales excesivos y cualquierensanchamiento innecesario o lacirculación con el BHA frente a lasformaciones no consolidadas. El pozodebe ser barrido con píldoras de gelviscoso para asegurar la buena limpiezadel pozo y la formación del revoque.

Figura 5: Formación no consolidada (según Amoco TRUE).

Tuberíapegada

Arenafluyente

Empaquetamiento

El control delainestabilidadde laformacióndeberíacomenzardurante lafase deplanificación...

...seránecesariomantener laspropiedadesadecuadas dellodo paraasegurar labuenalimpieza delpozo.

Sobr

e-te

nsi

ón

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

Cemento o basura en el pozo.Cuando bloques de cemento o basuracaen dentro del pozo, éstos puedenactuar como una cuña y bloquear lacolumna de perforación. Esto puedeocurrir cuando el cemento pierde suestabilidad alrededor de la zapata decementación de la tubería derevestimiento o ser causado por taponesde pozo abierto y tapones de desvío (verla Figura 6).

Otro tipo de obturación con elcemento puede ocurrir cuando seintenta establecer la circulación con elBHA sumergido en cemento blando. Lapresión de bombeo puede causar elfraguado “instantáneo” del cemento ypegar la columna de perforación (ver laFigura 7).

Basura metálica puede caer del pisodel equipo de perforación o de larotura del equipo de fondo o de trozosde materiales tubulares y equiposdesbastados (ver la Figura 8).

Algunas de las medidas preventivaspara minimizar la basura en el pozoson:• Limitar el hueco de ratón de la

tubería de revestimiento paraminimizar la fuente de bloques decemento.

• Dejar suficiente tiempo para elfraguado del cemento antes de salirperforando.

• Mantener una distancia suficienteentre los pozos de referencia.

• Comenzar lavando por lo menos doshaces de tubería en pie antes deltope teórico de cementación.

• Sacar dos haces de tubería en pieantes de tratar de establecer lacirculación, si se observa algún pesode asentamiento al meter la tuberíadentro del pozo después de unaoperación de cementación.

• Controlar la perforación al limpiarsaliendo del cemento blando.

• Mantener el pozo cubierto cuando lacolumna de perforación está fueradel pozo.

• Mantener el equipo del piso deperforación en buenas condicionesde operación.

Figura 6: Bloques de cemento (según Shell UK).

Figura 8: Basura (según Shell UK).

Figura 7: Cemento blando (según Shell UK).

Desprendimientode bloques

Hueco deratón debajode la zapata

Caída deobjetos

BHA sumergidoen cemento

blandoCemento

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Cuandobloques decemento obasura caendentro delpozo, éstospuedenactuar comouna cuña ybloquear lacolumna deperforación.

GEOMETRÍA DEL POZOOtra categoría de pegadura mecánica dela tubería está relacionada con lageometría del pozo. El diámetro y/oángulo del pozo en relación con lageometría y rigidez del BHA nopermitirá el paso de la columna deperforación. En general, cuanto másgrande sea el cambio de ángulo o dedirección del pozo, más alto será elriesgo de pegadura mecánica de latubería. Los pozos en forma de “S” sonaún peores y aumentan el riesgo depegadura de la tubería debido a losaumentos de fricción y arrastre.

Los principales tipos de perturbaciónde la geometría del pozo son: Asentamientos ojo de llave. Los ojosde llave se forman cuando la columnade perforación roza contra la formaciónen la parte interior de una pata deperro. La tensión mantiene la columnade perforación contra el pozo mientrasque la rotación y el movimiento de latubería forman una ranura en el ladodel pozo. Cuanto más largo sea elintervalo por debajo de la pata de perroy más marcada la pata de perro, másgrande será la carga lateral y más rápidoel desarrollo de un asentamiento ojo dellave (ver la Figura 9).

La pegadura en el ojo de llave ocurrecuando la tubería se atasca dentro de laestrecha ranura del ojo de llave al serlevantada. La pegadura en el ojo dellave ocurre solamente cuando se estámoviendo la tubería. La tuberíatambién puede ser pegada por presióndiferencial después de pegarse en el ojode llave. En general se puede liberar latubería pegada en un ojo de llavegolpeando hacia abajo, especialmente sila pegadura ocurrió durante ellevantamiento de la tubería.Pozo por debajo del calibre. Lassecciones abrasivas del pozo no sólodesafilan las barrenas, sino que tambiénreducen el calibre del pozo y losestabilizadores. Una corrida de labarrena demasiado profunda dentro delas formaciones abrasivas resulta en unpozo por debajo del calibre. Laintroducción de un conjunto dediámetro completo dentro de un pozopor debajo del calibre puede atascar ypegar la columna de perforación (ver laFigura 10).

Conjunto rígido. Los pozos perforadoscon un BHA flexible parecen estarrectos cuando se saca la tubería, pero sise mete un BHA más rígido, el pozorecién perforado actuará como si fuera


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Figura 9: Asentamiento ojo de llave (según AmocoTRUE).

Figura 10: Pozo por debajo del calibre (según Amoco TRUE).

Cargalateral

Ranura formadadentro de la formación

Formaciónabrasiva

Conjunto de fondo(BHA)

Tubería pegada al salirdel pozo (POOH)

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...cuantomás grandesea elcambio deángulo o dedirección delpozo, másalto será elriesgo depegamecánica dela tubería.

Ten

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Rotación

Peso

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Barrena y BHA anteriorpor debajo del calibre

Pegadura

Nueva barrena y BHAde diámetro completo

Pega de Tubería


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por debajo del calibre. Los conjuntosflexibles pueden “serpentear” alrededorde patas de perro que constituyenobstrucciones para los conjuntosrígidos. Los BHA rígidos no puedenadaptarse a los grandes cambios deángulo/dirección del pozo y puedenatascarse (ver la Figura 11).

Formación móvil. El peso de lasobrecarga o los esfuerzos tectónicospueden apretar la sal plástica o la lutitablanda dentro del pozo, causando lapegadura o el atascamiento del BHA enel pozo por debajo del calibre. Lamagnitud de los esfuerzos – y por lotanto la velocidad de movimiento –varía de una región a otra, pero es

generalmente más grande para lasformaciones ubicadas por debajo de6.500 pies (2.000 m) y para lasformaciones de sal con temperaturasmayores que 250ºF (121ºC) (ver laFigura 12). Bordes y micropatas de perro. Éstosson formados cuando se encuentransucesivas formaciones duras/blandasinterestratificadas. Las formacionesblandas se derrumban por variosmotivos (por ej.: hidráulica excesiva,falta de inhibición), mientras que lasrocas duras mantienen su calibre. Estasituación es agravada por formacionesbuzantes y cambios frecuentes delángulo y de la dirección. Las aletas delestabilizador pueden atascarse pordebajo de los bordes durante el retiro olevantamiento de las conexiones (ver laFigura 13).

Roturas de la tubería derevestimiento. Las roturas relacionadascon la tubería de revestimiento puedencausar la pegadura de la columna deperforación. La tubería de revestimientopuede colapsar cuando las presionesexternas exceden la resistencia de latubería de revestimiento. Esta situaciónsuele ocurrir frente a las formacionesplásticas. Las formaciones de sal sevuelven cada vez más plásticas amedida que la presión y la temperaturaaumentan, y están generalmenterelacionadas con el colapso de la tuberíade revestimiento.

Si la tubería de revestimiento no estácementada correctamente, la junta o lasjuntas inferiores pueden serdesenroscadas por la rotación de lacolumna de perforación. Si esto ocurre,la tubería de revestimiento ubicada pordebajo de la conexión desenroscadapuede colapsar y volcarse a un ángulo

Figura 11: Conjunto rígido (según Amoco TRUE).

Figura 12: Formación móvil (según Shell UK).

Figura 13: Bordes (según Shell UK).

POOH con BHAflexible

RIH conBHA rígidoPegadura

Pegadura

El pozo se cierradespués de laperforación

Deformaciónplástica

Presión de sobrecarga

Duro

Duro

Blando oinestable

Estabilizadoresatascados enlos bordes

Los BHArígidos nopuedenadaptarse alos grandescambios deángulo/dirección delpozo...

Las roturasrelacionadascon latubería derevestimientopuedencausar lapegadura dela columnadeperforación.


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en el pozo, enganchando la tubería deperforación (ver la Figura 8). Las buenasprácticas de introducción de la tuberíade revestimiento (soldadura a puntos oadhesión química de los primerosportamechas) y una buena cementaciónminimizarán la probabilidad de queocurra este problema.

Se recomiendan las siguientesprácticas para minimizar la pegaduracausada por la geometría del pozo:• Si se anticipa algún asentamiento ojo

de llave, usar un escariador.• Si se perforan formaciones abrasivas,

usar estabilizadores y barrenas consuperficies resistentes al desgaste conuna capa protectora más gruesa.

• Calibrar tanto las antiguas como lasnuevas barrenas y estabilizadoresdespués de cada viaje.

• Ensanchar el último haz de tubería enpie o las tres últimas juntas hasta elfondo al realizar cada viaje.

• Optimizar el diseño y la rigidez delBHA.

• Prever una viaje de ensanchamiento sise introduce un BHA rígido y/o si sesospecha que hay algún problemarelacionado con la geometría delpozo.

• Si se encuentra sal móvil, usar unsistema de lodo subsaturado para lavarla zona o usar un peso del lodo más

alto para estabilizarla.• Perforar las secciones de sal con

barrenas bicéntricas Compactas deDiamante Policristalino. Prever viajesregulares del limpiador paraensanchar las secciones de pozoabierto.

• Usar una tubería de revestimiento másresistente frente a las formacionesplásticas.

• Introducir un revestidor corto dentrode la tubería de revestimiento a travésde todo el intervalo de sal paraproporcionar una mayor resistencia.

• Perforar la sal con lodos base aceite obase sintético para mantener un pozode calibre uniforme a través de la sal yproporcionar una mejor cementacióncon una distribución más uniforme delos esfuerzos impuestos sobre latubería de revestimiento a través de lasal.

• Reducir la velocidad de descenso de latubería antes de que el BHA alcanceun desvío o una pata de perro.

• Minimizar la magnitud de la pata deperro y/o los cambios marcados yfrecuentes de dirección del pozo.

• Evitar la circulación prolongada frentea las formaciones blandas para evitarel socavamiento del pozo y laformación de bordes.

Pega de Tubería por Presión Diferencial

La pegadura por presión diferencial sedefine como la pegadura de la tuberíacausada por las fuerzas de presióndiferencial de una columna de lodosobrebalanceada que actúan sobre lacolumna de perforación contra unrevoque depositado en una formaciónpermeable. Muchos casos de pega detubería pueden ser atribuidos a lapegadura por presión diferencial, la cualtambién puede ser llamada “pegadurade la pared”. Esta pegadura ocurregeneralmente cuando la tubería estáestacionaria durante una conexión o larealización de un registro, y estáindicada por la circulación completa yla ausencia de movimientoascendente/descendente o libertad demovimiento rotatorio, con la excepcióndel estiramiento y torque de la tubería.

Dos condiciones deben existir paraque la pegadura por presión diferencialocurra:

1) La presión hidrostática del lodo debeexceder la presión de la formaciónadyacente.

2) Una formación permeable porosadebe existir.La Figura 14 ilustra el mecanismo de

pegadura por presión diferencial. Eneste ejemplo, la presión hidrostática dellodo es 500 psi más alta que la presiónde la formación. En “A”, losportamechas están centrados en el pozoy no están pegados. La presiónhidrostática actúa igualmente en todaslas direcciones. En “B” y “C”, losportamechas hacen contacto con elrevoque frente a una zona permeable yse pegan. Como se muestra en “C”, lapresión hidrostática ahora actúa a travésde la zona de contacto entre el revoquey los portamechas. Esta presiónmantiene firmemente a losportamechas contra la pared del pozo.El segmento sobre el cual actúa esta

Muchos casosde pega detuberíapueden seratribuidos ala pegadurapor presióndiferencial...

Pega de Tubería


CAPÍTULO

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fuerza está indicado por la línea depuntos trazada frente al portamechas,de “a” a “b”. La distancia de “a” a “b”depende de la profundidad enclavadadel portamechas/tubería dentro delrevoque, así como del tamaño del pozoy del DE (diámetro exterior) de latubería. La profundidad enclavadadepende del espesor del revoque, el cualdetermina el área de contacto entre latubería y el revoque. El espesor delrevoque es determinado por laconcentración de sólidos en el lodo y elfiltrado. En este ejemplo, para cadapulgada cuadrada de área de contacto,hay una fuerza de confinamiento de500 lb. Para una sección de 20 pies deportamechas de 6 pulgadas, dentro deun pozo de 7 5/8 pulgadas, que se haempotrado 1/8 pulgada dentro delrevoque (a – b = 3,75 pulg.), la fuerzadiferencial calculada es:

(500 psi) (3,75 pulg.) (20 pies) (12pulg./pies) = 450.000 lb

Para calcular la fuerza verticalnecesaria para liberar la tubería, semultiplica esta fuerza por el coeficientede fricción. El coeficiente de fricciónestá generalmente comprendido entre0,2 y 0,35 en los lodos base agua, y 0,1y 0,2 en los lodos base aceite osintético. En este caso, la fuerza verticalnecesaria para liberar la tubería es45.000 lb con un coeficiente de fricciónde 0,1, y 135.000 lb con un coeficientede fricción de 0,3.

CAUSASCuando la tubería se pega por presión

diferencial, las siguientes condicionesexisten:• La presión hidrostática del lodo

excede la presión de la formaciónadyacente

• La formación es permeable(generalmente arenisca) en el puntodonde la tubería está pegada. Estacombinación de presión diferencial yformación permeable resulta en lapérdida de filtrado hacia laformación y en la deposición de unrevoque.

Cuando la tubería se pega porpresión diferencial, casi siempre hayuna circulación libre alrededor de lazona pegada (es decir que no hayninguna obturación).

Cuando un revoque se forma sobrela formación, este revoque aumentael área de contacto entre el pozo y latubería de perforación. El exceso desólidos perforados y el alto filtradoaumentan el espesor del revoque y elcoeficiente de fricción, haciendo quesea más difícil golpear o tirar de latubería de perforación para liberarla.

MEDIDAS PREVENTIVASTodas las condiciones relacionadascon la pega de tubería por presióndiferencial no pueden ser eliminadas;sin embargo, la posibilidad depegadura por presión diferencialpuede ser reducida mediante laaplicación de buenas prácticas deperforación. Éstas incluyen lassiguientes: • Reducir la presión de sobrebalance

Figura 14: Mecanismo de la pegadura por presión diferencial.

Lodo

Lodo

LodoPo

rtam

echa

s

A B C

Porta

mec

has

Revo

que

Presión hidrostática del lodo5.000 psi

• Pozo de 7 5/8 pulg.• Portamechas de 6 pulg.• Sección de portamechas de 20 pies

Presión de laformación4.500 psi

Revoque

Tubería pegada

a – b = 3,75 pulg.

a

bPortamechas

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El exceso desólidosperforados yel altofiltradoaumentan elespesor delrevoque...

En general, la tubería pegada puede serliberada. Sin embargo, es crítico que sedetermine antes por qué la tubería estápegada.

Algunas de las situaciones máscomunes de pega de tubería, además delos métodos más comunes para liberarla,están descritas a continuación:1. La tubería se pega al ser introducida

en el pozo, antes de que la barrenallegue a la zapata de cementación dela tubería de revestimiento.• Si es posible circular, es probable

que la tubería de revestimiento sehaya caído.

• Si no es posible circular y el lodoestá contaminado con cemento ocontiene una alta concentración decal, es probable que la tubería estépegada en el cemento o lodocontaminado.

2. La tubería se pega al ser introducidaen el pozo (movimiento de la tubería)con la barrena y el BHA por debajo dela zapata de cementación de la tuberíade revestimiento. Es imposible hacergirar la tubería.• Si la tubería está pegada antes del

fondo, y el BHA se ha alargado oatiesado, es probable que la


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manteniendo el peso del lodo alnivel más bajo permitido por lasbuenas prácticas de perforación. Lospesos de lodo excesivos aumentan lapresión diferencial a través delrevoque y aumentan el riesgo depegadura de la tubería por presióndiferencial.

• Reducir el área de contacto entre elpozo y la tubería usando la longitudmás corta de portamechas necesariospara el peso requerido sobre labarrena. Reducir el área de contactousando pequeños portamechas enespiral o cuadrados; usandoestabilizadores; y usando tubería deperforación extrapesada paracomplementar el peso de losportamechas.

• Reducir el espesor del revoque. Losrevoques gruesos aumentan el áreade contacto entre la tubería y elcostado del pozo, causando unareducción del diámetro del pozo. Elárea de contacto entre el pozo y latubería puede ser disminuidareduciendo el espesor del revoque.El espesor del revoque puede serreducido disminuyendo la tasa defiltración y el contenido de sólidosperforados.

• Mantener una baja tasa defiltración. Las tasas de filtracióndeberían ser monitoreadas conregularidad a las temperaturas ypresiones diferenciales del fondo. Eltratamiento del lodo debería estarbasado en los resultados de estaspruebas, en lo que se refiere a laspropiedades deseadas.

• Controlar la ROP excesiva paralimitar la concentración de sólidos

perforados y el aumento del peso dellodo en el espacio anular. Esto afectala presión diferencial y lacomposición del revoque.

• Minimizar el coeficiente de friccióndel lodo manteniendo un revoquede buena calidad con bajo contenidode sólidos perforados y usando loslubricantes apropiados en cantidadessuficientes.

• Mantener la tubería en movimientocuando sea posible, y aplicar buenasprácticas de perforación paraminimizar la pegadura por presióndiferencial.

• Utilizar los martillos de perforación,cuando sea posible.

• Estar atento a las zonasdepresionadas, donde la pegadurapor presión diferencial ocurrefrecuentemente. El peso de lodousado para perforar estas zonas debeser suficiente para balancear elgradiente de presión normal delpozo abierto. La diferencia depresión entre las zonas de presiónnormal o anormal expuestas en elpozo y la presión de la zonadepresionada puede ser de variosmiles de libras por pulgadacuadrada. Los materiales de pérdidapor infiltración como el asfalto, lagilsonita, la fibra M-I-XTM II y losagentes puenteantes como elcarbonato de calcio degranulometría determinada han sidousados con éxito para perforar zonasdepresionadas con altas presionesdiferenciales. Las zonasdepresionadas deberían ser aisladascon la tubería de revestimiento cadavez que sea posible.

Situaciones Comunes de Pega de Tubería

El espesor delrevoque puedeser reducidodisminuyendola tasa defiltración y elcontenido desólidosperforados.

...es críticoque sedetermine...por qué latubería estápegada.

Pega de Tubería


CAPÍTULO

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columna de perforación estéacuñada en una pata de perro. Lacirculación debería ser posible, perolimitada.

• Si la tubería está pegada cerca delfondo, puede que esté atascadadentro de un pozo por debajo delcalibre o una pata de perro. Lacirculación debería ser posible, perolimitada.

• Si no es posible circular, la tuberíaestá pegada en relleno, o si el lodoestá contaminado con cemento, esprobable que el lodo o cemento sehaya endurecido.

3. Si la tubería se pega mientras se haceuna conexión o se realiza un registro.• Si se puede hacer girar la tubería con

una circulación limitada, esto indicala presencia de rocas, bloques decemento o basura en el pozo.

• Si no se puede hacer girar la tubería

con una circulación total, esprobable que la tubería esté pegadapor presión diferencial.

4. La tubería se pega al circular el lodopara matar el pozo durante unaoperación de control de pozo,mientras que la tubería no se movíani giraba. Es probable que la tuberíaesté pegada por presión diferencial.

5. La tubería se pega mientras estásiendo levantada o introducida en elpozo, y aún es posible circular, hacergirar o mover la tubería de maneralimitada. Es probable que haya basuraen el pozo.

6. La tubería se pega de repente al serlevantada del pozo durante un viaje yno puede ser desplazada hacia arribao hacia abajo, con la circulación total,y puede generalmente ser girada. Esprobable que esté asentada en un ojode llave.

Métodos y Procedimientos para Liberar la Tubería Pegada

LIBERACIÓN DE LA PEGA DE TUBERÍA PORMEDIOS MECÁNICOSCuando se ha determinado que latubería está pegada por presióndiferencial o asentada en un ojo dellave, el mejor método para liberar latubería consiste en golpear hacia abajocon martillos de perforación, mientrasque se aplica torsión a la tubería. Esteproceso debería ser comenzadoinmediatamente después de que sepegue la tubería. Esto suele liberar latubería sin necesitar fluidos deemplazamiento. El tiempo es crítico, yaque la probabilidad de que se puedaliberar la tubería disminuye con eltiempo. Cualquier demora en elcomienzo de los golpes aumentará lacantidad de tubería pegada.

OBSERVACIÓN: Si la tubería se pega alser introducida en el pozo, debido a lapresencia de un pozo por debajo del calibreo a cambios del BHA, no se debe golpearhacia abajo.

LIBERACIÓN DE LA TUBERÍA PEGADA CONFLUIDOS DE EMPLAZAMIENTOUna vez que se ha determinado que lacolumna de perforación está pegada porpresión diferencial, el espacio anulardebería ser desplazado con un fluido deemplazamiento, desde la barrena hastael punto libre. Los estudios puedendeterminar la ubicación precisa delpunto libre, pero la realización de estos

estudios suele requerir mucho tiempo.El método de estiramiento de la tuberíadescrito en la página (15.23) constituyeuna manera rápida para estimar laprofundidad de la zona pegada. Paraaumentar las probabilidades de éxito, elfluido de emplazamiento debería seraplicado lo antes posible.

Se recomienda hacer planes paramezclar y colocar una solución deimbibición lo antes posible después deque ocurra la pegadura por presióndiferencial. Se debería seguir golpeandodurante este proceso.

La solución de imbibición a usardepende de varios factores. Cuando seperfora con lodos base agua, se prefiereel uso de fluidos de emplazamiento baseaceite. Si los fluidos base aceite planteanun problema de contaminación oeliminación, será necesario usar otrosfluidos de emplazamiento que seanaceptables desde el punto de vistaambiental. En general, aceites, lodo baseaceite, agua salada saturada, ácidos oagentes tensioactivos pueden ser usadospara ubicar y liberar la tubería pegada,según la situación. La línea de productosPIPE-LAX® de M-I está formuladaespecialmente para este propósito.

Se puede mezclar PIPE-LAX con aceitediesel, crudo o kerosene para prepararfluidos de emplazamiento nodensificados. Para lodos densificados, sepuede mezclar PIPE-LAX con lodos

Cualquierdemora en elcomienzo delos golpesaumentarála cantidadde tuberíapegada.


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VERSADRIL® o VERSACLEAN® quecorresponden al peso del lodo en elpozo. Esto impide que la columna defluido de emplazamiento más ligero sedesplace a través del fluido deperforación más pesado, y mantiene lapresión hidrostática.

En áreas sensibles desde el punto devista ambiental donde se prohíbe el usode materiales a base de aceite, se puedeusar PIPE-LAX ENV, un fluido deemplazamiento de baja toxicidaddispersible en agua. PIPE-LAX ENV es unfluido de emplazamiento suministradoen un solo envase que ha demostradoser muy eficaz en aplicaciones costafueraalrededor del mundo. Este fluido nocontiene aceites de petróleo, escompatible con la mayoría de lossistemas de lodo y puede ser usado enforma densificada o no densificada. Si serequiere una densidad mayor que 9lb/gal (1,08 SG), el PIPE-LAX ENV deberíaser densificado con M-I BAR® o FER-OX®.No se debe añadir agua a la lechada dePIPE-LAX ENV por ningún motivo, yaque esto causará un aumento nodeseado de la viscosidad.

El método de colocación consiste encolocar la solución de imbibición al ladode la zona pegada. Hasta la fecha, lassoluciones de imbibición más exitosashan sido las soluciones de Pipe-Lax® conaceite diesel y las soluciones de Pipe-Lax® W EXPORT. El aceite solo ha sidousado por muchos años con cierto éxito,pero el Pipe-Lax® mezclado con aceitediesel, Versadril® o Versaclean® hademostrado un grado de éxito muchomás alto. Se añade un galón de Pipe-Lax® a cada barril de aceite o lodo baseaceite por colocar.

Se piensa que la técnica de colocaciónde aceite PIPE-LAX® es eficaz porquemodifica el área de contacto entre elrevoque y la tubería. Esto se logramediante el agrietamiento del revoque(ver la Figura 15). Aunque el aceite solohaya dado resultados parcialmenteexitosos, no es tan eficaz como lacolocación de aceite PIPE-LAX. Esto puedeser atribuido al mayor agrietamiento delrevoque cuando se usa PIPE-LAX. Losrevoques mostrados en la Figura 15fueron formados por el mismo lodo,usando una celda de filtración estándarde API que contiene un tapón de purgaremovible ubicado en la parte superiorde la celda. Los filtrados fueroncirculados a través de las celdas durante

30 minutos, después de lo cual seretiraron los tapones, y el lodo fueretirado sin perturbar el revoque. Unacelda fue llenada de nuevo con aceite yla otra con una solución de imbibiciónde aceite PIPE-LAX. Luego, ambas celdasfueron colocadas sobre filtros prensa ysometidas a una presión de 100 psi. Lamezcla de aceite PIPE-LAX causó elagrietamiento rápido del revoque y lamezcla lubricante pasó a través delrevoque a una velocidad alta. El aceitesolo causó muy poco agrietamiento y elcaudal a través del revoque era muchomás lento. Comparando esto con laslechadas colocadas en un pozo, unasolución de aceite PIPE-LAX deberíaproducir una mayor frecuencia de éxitoque el aceite solo. Además, cuando seusa la solución de imbibición de aceitePIPE-LAX, la liberación de la tuberíadebería ocurrir dentro de un periodomucho más corto.

La Tabla 1 contiene los datos de

campo obtenidos de 178 casos de pegade tubería. Los datos están organizadossegún el número de casos de pegaduraen orden descendente y según elporcentaje del total representado porcada uno, ilustrando las situacionesdonde es más probable que se produzcala pegadura.

Los antecedentes estadísticosrelacionados con un total de 247 casosde pega de tubería indican que en 203casos la tubería fue liberada por lacolocación de una solución deimbibición de PIPE-LAX/aceite. Estorepresenta un índice de liberaciónexitosa de la tubería de 82%. El tiempomedio requerido para liberar la tuberíaera de 2 1/3 horas, y un gran porcentajede tuberías fueron liberadas en 2 horas omenos. El peso medio del lodo era de13,2 lb/gal, el más pesado siendo de18,2 lb/gal. En este último caso extremo,la tubería fue liberada en 45 minutos.

Figura 15: Efecto de agrietamiento del revoque usando aceitesolo (a la izquierda) y PIPE-LAX con aceite (a la derecha).

El método decolocaciónconsiste encolocar lasolución deimbibición allado de lazona pegada.

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

TÉCNICAS DE COLOCACIÓNFluidos de emplazamiento PIPE-LAX.Debido a su mayor área de contacto, losportamechas se pegan por presióndiferencial con mayor frecuencia que elresto de la columna de perforación. Amenos que haya alguna indicación – deun estudio del punto libre o de loscálculos de estiramiento de la tubería –que la tubería está pegada encima de losportamechas, los fluidos deemplazamiento se colocarángeneralmente alrededor de losportamechas. La preparación ycolocación de una solución de PIPE-LAX/aceite alrededor del espacio anulardel portamechas es relativamentesimple (la colocación de la solución deimbibición cuando la tubería deperforación está pegada antes del fondoestá descrita más adelante).Dondequiera que esté pegada lacolumna de perforación, el volumen desolución de imbibición usado deberíaser suficiente para cubrir toda la secciónde pega de tubería más un volumen dereserva para bombear periódicamenteun volumen adicional de solución deemplazamiento. La mayoría de las fallasocurren porque toda la sección de pegade tubería no está completamentecubierta.

Se recomienda el siguienteprocedimiento para liberar losportamechas pegados:1. Determinar el volumen de solución

de imbibición requerido para llenar elespacio anular alrededor de losportamechas. El volumen anularfrente a los portamechas puede sercalculado multiplicando el volumenanular (bbl/pie) por la longitud de losportamechas (pies).

Ejemplo:500 pies de portamechas de 6 pulg.en un pozo de 9 7/8 pulg.(0,06 bbl/pie) (500 pies) = 30 bbl

2. Este volumen debería ser aumentadolo suficientemente para compensar elensanchamiento del pozo y dejarsuficiente solución dentro de latubería para que se pueda bombearperiódicamente un volumenadicional para compensar lamigración del fluido colocado. Elvolumen adicional está generalmentecomprendido entre 50 y 200% delvolumen de desplazamiento anular,según las condiciones del pozo.

3. La solución de PIPE-LAX/aceite semezcla añadiendo 1 gal de PIPE-LAXpor cada barril de aceite en el fluidode emplazamiento. La solucióndebería ser mezclada completamenteantes de ser colocada.

4. Determinar las carreras de bomba ylos barriles de fluido deemplazamiento y lodo a bombearpara desplazar todo el espacio anulardel portamechas con la solución deimbibición, dejando el volumen dereserva dentro de la tubería. Colocarla lechada, luego apagar la bomba.

5. Después de colocar la solución dePIPE-LAX/aceite, la tubería debería sersometida a un esfuerzo decompresión para tratar de moverla.Liberar 10.000 lb por debajo del pesode la tubería y aplicar 1/2 vuelta detorque por cada 1.000 pies contenazas o la mesa rotatoria. Dejar deaplicar el torque y levantar las 10.000lb de peso. Repetir este ciclo una vezcada cinco minutos. En general latubería se libera durante el ciclo decompresión. Cabe notar que cuando

Operación Frecuencia % Total % Liberadas Después de la Colocación

Parada 42 23,6 90,4Saliendo del pozo 33 18,5 90,9Entrando en el pozo 20 11,2 75,0Realizando una conexión 18 10,1 100,0Tubo de lavado pegado 16 8,9 81,2Rotura por torsión 12 6,7 91,6Descenso de la tubería de revestimiento 11 6,2 72,7Perforando o ensanchando 11 6,2 81,8Pérdida de circulación 7 3,9 57,1Gas o agua salada 6 3,3 33,3Otra 2 0,56 100,0

Total 178 100

Tabla 1: Causas comunes de pega de tubería.

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La mayoría delas fallasocurren porquetoda la secciónde tuberíapegada no estácompletamentecubierta.


15


se aplica una tensión o tracción sobrela tubería de 10.000 a 50.000 lb porencima del peso especificado para lacolumna de perforación, la tuberíapuede pegarse más arriba en el pozo,en un ojo de llave o una pata deperro. Estas condiciones del pozo sonfrecuentes a pequeñas profundidades.

6. Bombear periódicamente 1 a 2 bbl desolución de imbibición paramantener los portamechas cubiertos.Seguir moviendo la tubería de lamanera indicada anteriormente.

Cuando lodos base aceite o deemulsión inversa de aceitepremezclados están disponibles y elpeso del lodo es extremadamente alto,PIPE-LAX puede ser añadido a estos lodosportadores y colocado. La colocación deesta solución debe ser realizada en basea los volúmenes, ya que el peso de lasolución de PIPE-LAX sería el mismo queel peso del fluido de perforación. Laventaja de este tipo de solución es queno se desplazará durante la imbibición. FLUIDOS DE EMPLAZAMIENTO PIPE-LAX® WEXPORT.

PIPE-LAX® W EXPORT puede sermezclado como fluido deemplazamiento densificado. Laformulación para los sistemas de aceite

mineral/M-I Bar está indicada en laTabla 2. La formulación para lossistemas de aceite mineral/FER-OX estáindicada en la Tabla 3. La secuencia demezclado para PIPE-LAX® W EXPORT es(1) aceite, (2) PIPE-LAX® W EXPORT, (3)agua (agitar esta mezcla durante 30minutos), y luego añadir (4) M-I BAR.

Formulación:Las tablas de formulación están

estructuradas de manera que se obtengala viscosidad mínima requerida parasoportar el material densificante. Si serequieren mayores viscosidades,aumentar la concentración de PIPE-LAX®W EXPORT de 4,36 a 4,8 gal/bbl.Ejemplo:

Para mezclar 120 bbl de fluido deemplazamiento PIPE-LAX® W EXPORT de12 lb/gal usando aceite mineral y M-IBAR:A partir de la Tabla 2, calcular:1) Aceite mineral ...............0,521 x 120 =

62,52 ó 63 bbl2) PIPE-LAX® W EXPORT......4,36 x 120 =

523,2 gal o 10 bidones de 55 gal.3) Agua ............................0,203 x 120 =

24,36 ó 25 bblMezclar durante 30 minutos.4) M-I BAR: ........2,53 x 120 = 304 sacos

Peso de Lodo Aceite Mineral* Pipe-Lax® W Export** Agua M-I Bar(lb/gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)

8 0,528 4,36 0,345 0,34

9 0,527 4,36 0,309 0,88

10 0,526 4,36 0,272 1,44

11 0,525 4,36 0,236 1,99

12 0,521 4,36 0,203 2,53

13 0,515 4,36 0,172 3,08

14 0,507 4,36 0,142 3,62

15 0,496 4,36 0,117 4,17

16 0,484 4,36 0,092 4,71

17 0,469 4,36 0,071 5,24

18 0,453 4,36 0,050 5,78

** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla 2 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax® W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET®.

** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.

Tabla 2: Formulación de Pipe-Lax® W Export: aceite mineral y M-I Bar (barita) (1 barril final).

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Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

Fluidos de emplazamiento PIPE-LAXENVEl fluido de emplazamiento PIPE-LAXENV es una solución de base nopetrolífera de baja toxicidad que se usacuando no se permite el uso de aceite ofluidos base aceite. Se trata de unasolución premezclada que sólo debe serdensificada para obtener la densidaddeseada. Evitar de contaminar lasolución de PIPE-LAX ENV con agua olodo, ya que esto resultará en unaviscosidad demasiado alta. Lasdensidades mayores que 15 lb/gal (1,8SG) requieren adiciones de LUBE-167™

para reducir la viscosidad final (ver *Tabla 4). A continuación se describe elprocedimiento para usar PIPE-LAX ENV:

OBSERVACIÓN: La contaminación deagua causa un fuerte aumento de laviscosidad de PIPE-LAX ENV. Después delimpiar, será necesario purgar todas laslíneas de lodo y de las bombasmezcladoras, luego llenándolas con PIPE-LAX ENV antes de la densificación.1. Calcular el volumen de fluido de

emplazamiento requerido y añadirpor lo menos 10% para compensarcualquier socavamiento, y unvolumen de por lo menos 25 bbl(3,98 m3) que debe permanecerdentro de la columna de perforacióndespués del desplazamiento inicial.

2. En un tanque LIMPIO y SECO,añadir la cantidad requerida de PIPE-LAX ENV indicada en la Tabla 4.Aunque cierta separación de losmateriales pueda producirse en loscontenedores, los componentes semezclarán cuando el producto estransferido dentro de un tanque y el

rendimiento del producto no seráafectado.

3. Si la lechada debe ser densificada,añadir M-I BAR o FER-OX y mezclarcompletamente. Para densidadesmayores que 15 lb/gal (1,8 SG),añadir la cantidad requerida de Lube-167 y densificar de la maneranecesaria.

4. Desplazar el espacio anular desde labarrena hasta la parte superior de lazona donde se sospecha que lapegadura por presión diferencial estáocurriendo. Dejar por lo menos 25bbl (3,98 m3) dentro de la tuberíapara desplazar dentro del pozoabierto.

5. Tratar de mover la tubería mientrasque el fluido de emplazamiento estéembebiendo. Bombearperiódicamente 1 a 2 bbl paraasegurar que una solución deimbibición fresca está siendodesplazada dentro del pozo abierto.

6. Dejar por lo menos 24 horas paraque el PIPE-LAX ENV libere la tuberíapegada. En general, los fluidos deemplazamiento no densificados soneficaces en menos tiempo.

Procedimiento para colocar un fluidoligero alrededor de la tubería deperforación. Ocasionalmente, latubería de perforación (en vez de losportamechas) puede pegarse. Es másdifícil colocar la solución de imbibiciónalrededor de la tubería de perforaciónque alrededor de los portamechas,debido al ensanchamiento del pozo.Como el ensanchamiento del pozo engeneral no es uniforme, es difícilcalcular el volumen de solución de

Peso de Lodo Aceite Mineral* Pipe-Lax® W Export** Agua Fer-Ox(lb/gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)

8 0,527 4,36 0,351 0,319 0,525 4,36 0,323 0,84

10 0,524 4,36 0,295 1,3611 0,520 4,36 0,269 1,8812 0,516 4,36 0,243 2,4013 0,511 4,36 0,218 2,9214 0,504 4,36 0,196 3,4515 0,497 4,36 0,174 3,9716 0,488 4,36 0,153 4,4817 0,477 4,36 0,134 5,0018 0,465 4,36 0,117 5,51

** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla 3 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax® W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET.

** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.

Tabla 3: Formulación de Pipe-Lax® W Export: aceite mineral y Fer-Ox (1 barril final).

Es más difícilcolocar lasolución deimbibiciónalrededor de latubería deperforación...debido alensanchamientodel pozo.

Formulación de Mezcla (por barril final)

Densidad Pipe-Lax Env M-I Bar Pipe-Lax ENV Fer-Oxlb/gal bbl lb bbl lb

8,5 1,000 — 1,000 —

9,0 0,982 28 0,985 26

10,0 0,943 83 0,955 79

11,0 0,905 139 0,925 132

12,0 0,868 194 0,895 184

13,0 0,829 250 0,864 238

14,0 0,793 304 0,835 290

15,0* 0,754 361 0,804 343

16,0* 0,717 415 0,774 395

17,0* 0,680 471 0,744 448

18,0* 0,642 526 0,714 500


15


imbibición requerido para desplazar elespacio anular hasta el punto correcto.

El siguiente procedimiento puede serusado para colocar una solución deimbibición más ligera dentro de unpozo socavado. Este procedimientoconsiste en alternar el bombeo de unvolumen determinado y la mediciónde una presión diferencial anular paracalcular la profundidad del frente delfluido (ver la Figura 16). Cualquier tipode fluido que tenga un peso diferentedel peso del fluido que se está usandopuede ser colocado dentro del espacioanular siguiendo los pasos enumeradosa continuación:1. Verificar el peso del fluido a colocar

y determinar su gradiente (psi/pie).Una vez que se conoce el peso dellodo dentro del pozo, se puedeestablecer la diferencia entre losgradientes de los dos líquidos (a losefectos de esta descripción, sesupone que el aceite diesel seráusado como fluido deemplazamiento). Determinar unvolumen de fluido apropiado paracubrir la zona pegada.

2. Bombear el aceite diesel dentro dela tubería de perforación. Parar labomba y leer la presión sobre latubería de perforación. Se suponeque el volumen total de aceitediesel no excederá la capacidad dela tubería de perforación. Lalongitud de la columna de aceite

diesel puede ser determinada de lasiguiente manera:

Longitud de la columna =(presión de la tubería deperforación/diferencia degradiente)

El propósito de este paso esdeterminar con mayor precisión elvolumen de aceite diesel dentro de latubería de perforación, en vez de usarel valor medido dentro del tanque enla superficie. No es raro que haya unadiferencia de 5 a 10 bbl porque lasbombas no pueden extraer todo ellíquido contenido en el tanque odebido a que no se ha tomado encuenta todo el volumen de relleno dela línea. Si el volumen de aceite dieseles mayor que la capacidad de latubería de perforación, ignorar el Paso2 y confiar solamente en lasmediciones del tanque.3. Verificar y marcar el nivel de todos

los tanques de lodo antes decomenzar el desplazamiento conlodo y el procedimiento demedición de la presión anular.

4. Usando el mejor cálculoaproximado del volumen de aceitediesel dentro de la tubería deperforación, calcular el volumen delodo a bombear para que el frenteposterior del aceite diesel paseapenas más allá de la barrena. Pararla bomba y cerrar los preventores

Tabla 4: Formulaciones de PIPE-LAX ENV/material densificante.

* Las formulaciones de PIPE-LAX Env de mayordensidad pueden volverse muy viscosas y serdifíciles de bombear. Esta situación puede seragravada incluso por pequeñas cantidades decontaminación de agua. Para las densidadesmayores que 15 lb/gal (1,80 SG), LUBE-167 deberíaser añadido a las formulaciones de PIPE-LAX ENVpara reducir la viscosidad final, luego densificandopara obtener la densidad deseada.

Las concentraciones de dilución sugeridas son lassiguientes:

Densidad LUBE-167 (% en volumen)15 - 16 1516 - 17 1017 - 18 15>18 20

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Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

anulares para medir la presióndiferencial anular. Verificar tambiénel nivel del tanque de lodo.Registrar estos valores en forma detabla.

La altura anular del aceite dieselpuede ser calculada de la siguientemanera

Longitud de la columna =(presión anular/diferencia degradiente

El frente del fluido está ahora a unaprofundidad igual a la ProfundidadTotal (TD) menos la longitud de lacolumna calculada anteriormente.Registrar estos valores.

5. Bombear un volumen de lodo igualal volumen de fluido deemplazamiento original menoscualquier pérdida de lodo observadaen los tanques. (Esto supone quetodas las pérdidas de los tanquesson aceite diesel perdido en el pozoabierto.)

6. Parar la bomba y cerrar lospreventores anulares para medir lapresión diferencial anular y verificarel nivel del tanque de lodo. Calcularde nuevo la longitud de la columna.Registrar estos valores.

La profundidad del frente delfluido se calcula restando cadalongitud calculada de la columna defluido de emplazamiento de laprofundidad anterior del frente delfluido. Mantener un registro precisode todas las mediciones (volúmenesbombeados, presiones, cambios devolumen de los tanques) y cálculos.

Se puede desplazar el aceite dieselhacia arriba dentro del espacioanular, hasta llegar a cualquier juntade tubería pegada posible,repitiendo los Pasos 5 y 6 tantasveces como sea necesario.

Las siguientes precauciones debenser observadas cuando se usa estemétodo:• Realizar las correcciones requeridas

para la altura vertical de lacolumna cuando se trabaja en unpozo direccional.

• Los volúmenes de desplazamientodeben ser medidos con precisión,usando un cuentaemboladas y/otanques de medición.

• El peso del lodo debe ser uniformea través de todo el sistema.

Ejemplo:Se perfora un pozo de 8 1/2 pulg.

con una tubería de perforación de 41/2 pulg. y la tubería se pega con labarrena a 10.000 pies. La tubería estálibre a 7.300 pies. Se debe colocar unapíldora de aceite diesel de 100 bbl,con la parte superior de la píldoracerca del punto pegado (ver lasilustraciones y los pasos descritos en laFigura 16).

Usando el procedimiento descritoanteriormente:(1) Peso del aceite diesel = 6,8 lb/gal;

gradiente = 0,3536 psi/piePeso del lodo = 10 lb/gal;gradiente = 0,5200 psi/pieDiferencia de gradientes =0,5200 – 0,3536 = 0,1664 psi/pie

(2) Se bombea aproximadamente 100bbl de aceite diesel dentro de latubería de perforación de 4 1/2pulg., se para la bomba, y lapresión de la tubería deperforación es de 1.170 psi. (ver laFigura 16A) Longitud de la columna = (1.170psi/0,1664 psi/pie) = 7.031 piesLa longitud calculada de una

columna de 100 bbl dentro de unatubería de perforación de 4 1/2pulg. es de 7.032 pies; por lo tanto,se puede concluir que 100 bbl es elvolumen real colocado.

(3) Los niveles de los tanques estánmarcados.

(4) Se desplaza el aceite diesel de latubería de perforación bombeandoel volumen correspondiente a lacapacidad de la columna deperforación (ver la Figura 16B) y lapresión anular es de 185 psi.Longitud de la columna = (185psi/0,1664 psi/pie) = 1.112 pies

El fondo de la columna está a10.000 pies

La parte superior está a 10.000 –1.112 pies = 8.888 pies

(5) No se observa ninguna pérdida enlos tanques de lodo, por lo tanto elaceite diesel es desplazado por elvolumen original de 100 bbl.

(6) Ahora la presión anular es de 100psi (ver la Figura 16C).Longitud de la columna = (100psi/0,1664 psi/pie) = 601 pies

El fondo de la columna está a8.888 pies

La parte superior está a 8.888 – 601= 8.287 pies

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Se observa una pérdida de 10 bbl delodo de los tanques; por lo tanto, elaceite diesel sólo es desplazado por 90bbl en vez de 100 bbl, como antes.Ahora la presión anular es de 165 psi(ver la Figura 16D) y se vuelve a calcularla longitud de la columna.

Longitud de la columna = (165

psi/0,1664 psi/pie) = 992 piesEl fondo de la columna está a 8.287pies

La parte superior está a 8.287 – 992 =7.295 pies

Como el punto pegado está a 7.300pies, el aceite diesel ha sido colocado enel área deseada.

Figura 16: Método para colocar con precisión la solución liberadora de la tubería dentro de un pozo irregular.

Procedimiento: 1. Colocar el aceite diesel dentro de la tubería de perforación.2. Medir con precisión la presión en el espacio anular de la tubería de perforación.3. Desplazar la píldora de aceite diesel por incrementos de 100 bbl, calculando laslongitudes de la columna de fluido.4. Colocar el aceite diesel en el intervalo deseado.

Colocación de ácido clorhídrico paraliberar la tubería pegada enformaciones de carbonato. Una técnicausada para liberar la tubería pegada enformaciones de carbonato consiste encolocar ácido clorhídrico (HCl) frente a lazona pegada. El HCl reaccionará con laformación y causará sudegradación/descomposición. El área decontacto entre la tubería y la formacióndisminuye y se puede golpear la tuberíapara liberarla.

OBSERVACIÓN: La tubería muy resistenteestá sujeta a la ruptura por absorción dehidrógeno y a una rotura catastrófica en losambientes ácidos. Si se usa este

procedimiento, los inhibidores de ácidoapropiados deben ser usados.1. Bombear un fluido espaciador

predeterminado de aproximadamente10 a 30 bbl (generalmente agua o aceitediesel).

2. Colocar 20 a 50 bbl de HCl 15%alrededor de la posible zona pegada.Dejar por lo menos 2 horas para que elácido reaccione antes de golpear latubería. Es crítico que no se mueva latubería durante este periodo deimbibición. Si se mueve la tubería, éstapodría empotrarse en el pozo debido ala erosión de la pared.

3. Un volumen adecuado de HCl debería

Presión dela tubería deperforación1.170 psig

Presiónanular 185

psig

Presiónanular 100

psig

Presiónanular 165

psig7.031pies

1.112pies

992 pies

601 pies

Una técnicausada paraliberar latuberíapegada enformacionesde carbonatoconsiste encolocar HCl...

AProblema: Colocar elaceite diesel a 7.300 piesMétodo: Bombear 100bbl de aceite dieseldentro de la tubería deperforaciónMedir la presión:

Tubería de perforación= 1.170 psigEspacio anular = 0Longitud de la

columna de aceitediesel =

Diferencia de presión=

Diferencia de gradiente1.170

= 7,031 pies0,1664

BBombear el volumen

correspondiente a lacapacidad de lacolumna deperforación paradesplazar 100 bbl deaceite diesel de latubería de perforación

Leer: Presión de latubería de perforación =0Presión anular = 185 psig

Longitud de lacolumna de aceitediesel = 185/0,1664 =1.112 pies

Frente del fluido:10.000–1.112=8.888

pies

CDesplazar el volumen

del fluido deemplazamiento de 100bbl


Longitud de lacolumna de aceitediesel = 100/0,1664 =601 pies

Frente del fluido:8.888 – 601 = 8.287pies

DDesplazar 100 bbl más

(OBSERVACIÓN: eltanque de lodo perdió 10bbl, por lo tanto bombearsólo 90 bbl)


Longitud de lacolumna de aceitediesel = 165/0,1664 =992 pies

Frente del fluido:8.287 – 992 = 7.295pies

El fluido deemplazamiento estácorrectamente colocado

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

quedar dentro de la columna deperforación para que se pueda realizarotra imbibición.

4. Después la píldora de HCl, bombear elmismo espaciador que fue usado en elPaso 1.

5. Después de ser desplazada del pozo, lapíldora puede ser incorporada alsistema de lodo. El HCl estaráprobablemente agotado y el pHresultante puede ser ajustado concarbonato de sodio, soda cáustica o cal. Ciertas precauciones deben ser tomadas

al colocar ácido para liberar la tuberíapegada: 1. Por razones de seguridad, el HCl

concentrado siempre debe ser diluidomediante la adición del ácido al agua.Nunca añadir agua al ácido.

2. La píldora debería ser circulada fueradel pozo a través del estranguladorusando una baja velocidad de bombeo,ya que gas carbónico (CO2) serágenerado cuando el ácido reaccionacon la formación de carbonato y puedeactuar como un influjo de gas.

3. Usar el equipo de seguridad apropiadoal manejar el HCl.

4. Mantener cantidades suficientes desoda cáustica, carbonato de sodio o calen la ubicación para neutralizar lapíldora cuando es circulada fuera delpozo.

LIBERACIÓN DE LA TUBERÍA PEGADAMEDIANTE LA REDUCCIÓN DE LA PRESIÓNDIFERENCIALLa reducción de la presión diferencialtambién libera la tubería pegada porpresión diferencial. Esto puede serrealizado de varias maneras. Un métodoconsiste en colocar un fluido más ligeroque el fluido de perforación dentro delpozo, encima del punto pegado. El agua yel aceite son los fluidos más usados paraeste procedimiento.Fluidos de densidad reducidaI. Si se coloca aceite diesel, el siguiente

procedimiento puede ser usado:1. Suponer una reducción de la presión

diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal y un volumenanular de 0,05 bbl/pie.

2. Convertir el peso de lodo a ungradiente de presión mediante:

15,0 x 0,052 = 0,7800 psi/pie3. Convertir el peso del aceite diesel a

un gradiente de presión mediante:6,8 x 0,052 = 0,3536 psi/pie

4. Gradiente de presión diferencial =

0,7800 – 0,3536 = 0,4264 psi/pie 5. Longitud anular de aceite diesel

requerida =500 psi

= 1.173 pies0,4264 psi/pies

6. Volumen de aceite diesel requerido =1.173 pies x 0,05 bbl/pie = 58,7 bbl

7. Colocar el aceite diesel en el espacioanular, encima de la zona pegada.

II. Para reducir la presión diferencialreduciendo el peso del lodo encima delpunto pegado:1. Suponer una reducción de la presión

diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal, un volumenanular de 0,05 bbl/pie y el puntopegado a 7.000 pies.

2. Convertir el peso del lodo (lb/gal) apsi/pie mediante:

15 x 0,052 = 0,7800 psi/pie3. Resolver para el gradiente de presión

(X) del peso de lodo reducidomediante:(0,7800 - X) 7.000 = 5005.460 - 7.000X = 500-7.000X = 500 - 5.460 = -4.960X = 0,7086 psi/pie

4. Peso de lodo reducido = 0,7086

= 13,63 lb/gal0,052

5. Volumen del fluido deemplazamiento con peso de lodoreducido: 7.000 pies x 0,05 bbl/pie =350 bbl

6. Colocar el fluido más ligero en elespacio anular, encima de la zonapegada.

Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. Si se reducedemasiado la presión diferencial, el pozopuede sufrir un amago. Planes deemergencia deberían ser establecidosantes de tratar de ejecutar estosprocedimientos. HERRAMIENTA DE PRUEBA DE LAPRODUCTIVIDAD POTENCIAL DE LAFORMACIÓN

Otro método usado para liberar latubería pegada por presión diferencialmediante la reducción de la presióndiferencial consiste en usar unaherramienta de Prueba de laProductividad Potencial de la Formación(DST). Aunque no se use tanto como lastécnicas descritas anteriormente, seconsidera que la herramienta de DST esde funcionamiento seguro ya que semantiene el pozo bajo un control estricto

Ciertasprecaucionesdeben sertomadas alcolocar ácidopara liberarla tuberíapegada...


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mientras que se reduce la presióndiferencial a través de la zona pegada. Losinconvenientes de esta técnica son eltiempo requerido para movilizar elequipo especial de DST y el personal, asícomo la necesidad de desenroscar latubería, realizar un registro de cable (i.e.seleccionar el asiento del empaque) yrealizar un viaje de acondicionamientoantes que la operación pueda serejecutada.

Este procedimiento sólo debería serejecutado por un técnico experimentadoque entienda todo el procedimiento, lasherramientas apropiadas y losprocedimientos de seguridad. Después dedesenroscar la tubería encima de la zonapegada, se realiza un registro de cablepara seleccionar una zona de calibre casiuniforme para colocar el empaque. Seintroduce un conjunto de pescaapropiado por debajo del empaque y sellena el conjunto de DST con un fluido dedensidad inferior, según la reducción depresión diferencial que se desea obtener.Se conecta el conjunto de pesca alpescado y se coloca el empaque parareducir la presión hidrostática. El pescadopuede liberarse inmediatamente,dislocando el empaque y produciendo unaumento brusco de la carga del gancho. Siel empaque está dislocado, se vuelve aaplicar la presión hidrostática, causandootra situación de presiónsobrebalanceada. Si el pescado quedalibre, se debe soltar el empaque ydesplazar inmediatamente la tuberíahacia arriba y hacia abajo.

TÉCNICA DE TUBO EN UOtro método para liberar la tuberíapegada por presión diferencial mediantela reducción de la presión diferencialconsiste en reducir la altura de lacolumna de lodo en el espacio anularhasta por debajo del niple de campana.Este procedimiento se llama “Técnica deTubo en U”. De acuerdo con esteprocedimiento, se desplaza el lodo delespacio anular mediante el bombeo de unfluido ligero (como aceite diesel, agua onitrógeno) dentro de la columna deperforación. Después de bombear elvolumen requerido de fluido de bajadensidad, se purga la presión (y algúnlíquido) del tubo vertical. Luego se dejaque el lodo más pesado dentro delespacio anular regrese a la columna deperforación pasando por el “Tubo en U”,produciendo una reducción de la alturade lodo dentro del espacio anular.

Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. En estecaso, cálculos precisos deben serrealizados para determinar el volumen defluido ligero a bombear antes de permitirque el lodo dentro del espacio anularregrese a la columna de perforacióndespués de pasar por el Tubo en U. No sedebe usar este procedimiento cuando labarrena en el pozo tiene toberas depequeño tamaño, debido a la posibilidadde taponamiento de la barrena. La técnicapuede ser aplicada de manera segura en lamayoría de las situaciones, a condición deque haya sido analizada y planeadaminuciosamente.

Será necesario tomar en cuenta laspresiones de la formación y las posibleszonas productivas (gas/petróleo) encimadel punto pegado, así como las presionesde la formación estimadas o conocidas enel punto pegado. Si no se conoce elgradiente de presión de la formación, sepuede determinar una presiónaproximada multiplicando un gradientede formación normal (0,47 psi/pie) por laprofundidad pegada. Esta presión, restadade la presión hidrostática del lodo,proporcionará un valor aproximado de lareducción máxima de presión necesariapara liberar la tubería pegada. El objetivode esta técnica es liberar la tubería pegadade una manera prudente y segura, sinperder el control del pozo.

Se recomienda el siguienteprocedimiento para liberar la tuberíapegada por presión diferencial si se hadeterminado que la técnica de Tubo en Upuede ser aplicada de manera segura yque no hay ninguna obstrucción dentro ofuera de la columna de perforación quepueda impedir el movimiento del fluidoen cualquier sentido (ver la Figura 17):1. Circular y acondicionar el lodo en el

pozo.2. Determinar una reducción máxima

segura de la presión hidrostática.3. Calcular los siguientes valores:

a) Barriles totales de fluido ligero queserá desplazado inicialmente dentrode la columna de perforación y queterminará reduciendo la presiónhidrostática en el espacio anular y lacolumna de perforación mediante lacompensación del flujo de retorno.

b) Contrapresión máxima esperada enel manómetro de la tubería deperforación después de desplazareste volumen, debido a la presióndiferencial entre el espacio anular yla tubería de perforación.

Siempreproceder concuidado alreducir lapresióndiferencial.

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

c) Barriles de fluido ligero que debenregresar a los tanques durante lacompensación.

d) Barriles de fluido ligero que debenquedar dentro de la columna deperforación después de lacompensación.

e) Caída del nivel de fluido (pies) en elespacio anular después decompensar los volúmenes de fluidoligero y lodo en la columna deperforación y el volumen de lodo enel espacio anular.

4. Instalar líneas entre la tubería deperforación y el múltiple del piso delequipo de perforación para que elfluido ligero pueda ser desplazado conla unidad de cementación. Además,hacer los preparativos o instalar losequipos necesarios para controlar elflujo de retorno de fluido ligero a travésde un estrangulador o una válvuladurante la compensación.

5. Desplazar lentamente el fluido ligerodentro de la tubería de perforaciónhasta que se haya desplazado todo elvolumen calculado. Tomar nota de lacontrapresión en el calibre de la tuberíade perforación a este punto.

6. Instalar los equipos para el flujo deretorno del fluido ligero

7. Sacar la tubería hasta alcanzar latensión máxima segura para la tubería

de perforación y realizar el flujo deretorno del fluido a partir de la tuberíade perforación, a una velocidadcontrolada a través del estrangulador ode la válvula. Parar periódicamente elflujo de retorno para observar lacontrapresión sobre la tubería deperforación y examinar el espacioanular para detectar cualquier señal demovimiento ascendente del fluido. Siel pozo está estático (i.e. ningún flujode fluido de la formación), la presiónde la tubería de perforación deberíadisminuir con el flujo de retorno. Si elpozo intenta hacer un amago, lapresión de la tubería de perforación seestabilizará o aumentará con el flujo deretorno. En la situación deseada, elnivel de fluido anular seguirá cayendo,simulando un vacío durante losperiodos de flujo de retorno. Es muyimportante observar continuamente elespacio anular en caso de que seanecesario suspender las operaciones deflujo de retorno y poner en práctica losprocedimientos de control de pozo.

8. Intentar de mover la tubería y golpearla tubería pegada, si es posible

9. Si la columna de perforación no quedalibre, entonces:a) Llenar el espacio anular con lodo

hasta la superficie, invertirlentamente la circulación de fluido

Figura 17: Secuencia de desplazamiento en el Tubo en U para liberar la tubería pegada por presión diferencial.

TD

Pegada Pegada Libre? LodoLodoLodo


0 psi

0 psi

Aceitediesel

1Antes de desplazar

0 psi

1,494psiAceite

diesel

2Después de desplazar



6.796 pies

0 psi

0 psi

Aceitediesel

3Después del flujo de retorno

2.747 pies

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Lodo

Air

Lodo

TD TD

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ligero a partir de la tubería deperforación, y hacer circular unvolumen total del pozo. Observar losretornos para determinar si algúnfluido de la formación(gas/petróleo) ha entrado en elpozo.

b) Considerar la posibilidad de reduciraún más la presión hidrostática si esposible hacerlo de manera segura, yrepetir los Pasos 1 a 8.

10. Si la columna de perforación quedalibre, tratar de mover la tubería yacondicionar el pozo antes derealizar los viajes y/o continuar laperforación.

Ejemplo (ver la Figura 17) presentado:• Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

= 13.636 pies• Peso del lodo = 11,0 lb/gal, 11, 0 x

0,052 = 0,5720 psi/pie• Peso de aceite diesel = 6,8 lb/gal, 6,8 x

0,052 = 0,3536 psi/pie• Gradiente de presión diferencial =

0,5720 – 0,3536 = 0,2184 psi/pie• Tubería de revestimiento de 9 5/8 pulg.

a 2.000 pies, Volumen anular = 0,0548bbl/pie

• Capacidad de la tubería de perforaciónde 4 1/2 pulg. = 0,01422 bbl/pie

• Presión hidrostática = 0,572 x 13.636 =7.800 psi

PropósitoReducir 600 psi de presión hidrostática ala TD para liberar la tubería pegadaProcedimiento• Presión hidrostática reducida: 7.800 –

600 = 7.200 psi• Longitud del lodo para 7.200 psi:

7.200/0,572 = 12.587 pies• Reducción de la columna de lodo para

7.200 psi: 13.636 – 12.587 = 1.049 pies• Volumen de 1.049 pies en el espacio

anular: 1.049 x 0,0548 = 57,5 bbl deaceite diesel (a purgar después del flujode retorno)

• Longitud de aceite diesel a dejar en latubería de perforación para compensarel espacio anular a 7.200 psi:600/0,2184 = 2.747 pies

• Volumen de aceite diesel en la tuberíade perforación para una reducción de600 psi: 2.747 x 0,0142 = 39 bbl

• Volumen total de aceite dieselrequerido: 57,5 + 39 = 96,5 bbl

• Longitud total de aceite diesel en la

tubería de perforación: 96,5/0,0142 =6.796 pies

• Longitud de lodo de 11,0 lb/gal en latubería de perforación: 13.636 – 6.796= 6.840 pies

• Presión hidrostática del aceite diesel:6.840 x 0,3536 = 2.419 psi

• Presión hidrostática del lodo: 6.796 x0,5720 = 3.887 psi

• Presión hidrostática en la tubería deperforación: 2.419 + 3.887 = 6.306 psi

• Contrapresión sobre el tubo verticalcon todo el aceite diesel dentro de latubería: 7.800 – 6.306 = 1.494 psi

• Presión de fondo después de la purga:• Espacio anular: 12.587 x 0,572

psi/pie = 7.200 psi• Tubería de perforación: 2.747 x

0,3536 = 971 psi10.889 x 0,5720 = 6.229 psi971 + 6.229 = 7.200 psi

LAVADO DE LA TUBERÍA Y DESVIACIÓNDEL POZOSi la tubería no queda libre después detratar de mover y golpear la tubería porun plazo razonable (generalmente de 24a 48 horas) con una solución deimbibición en el pozo, el operador debedecidir si se debe desenroscar la tuberíaencima del punto pegado y lavar latubería pegada, o retrotaponar y desviarel pozo. En general esta decisión estábasada en los aspectos económicos. Elcosto estimado de una operación delavado exitosa debe ser comparado conel costo de reemplazo de la tuberíapegada, más el costo estimado paraperforar de nuevo hasta la mismaprofundidad.

El tubo de lavado se compone detubería de revestimiento y molino conun Diámetro Exterior (DE) inferior al delpozo perforado, y un Diámetro Interior(DI) superior al DE más grande delpescado. El tubo de lavado esintroducido dentro del pozo a través dela tubería de perforación. La cantidad detubo de lavado introducida en unmomento determinado depende de lalongitud del pescado que se debe lavar.

Una vez que se ha establecido lacirculación, se hace girar lentamente eltubo de lavado encima del pescado. Sedebe aplicar un peso mínimo y observarla cantidad de acción ligante para evitarpegar el tubo de lavado.

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Pega de Tubería


CAPÍTULO

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ADVERTENCIA: El siguienteprocedimiento sólo debe ser usado despuésde evaluar minuciosamente la tensiónmáxima segura para el elemento másdébil de la columna de perforación y loslímites de trabajo del equipo deperforación.El siguiente procedimiento paradeterminar la profundidad de la zonapegada es lo suficientemente precisopara ser usado en pozos verticales. Esteprocedimiento se basa en la aplicaciónde una tensión sobre la tubería pegada yla medición del estiramiento de latubería causado por el cambio:1. Fijar un punto base para la

medición que no cambie cuando seaumenta la carga sobre la torre deperforación.

2. Colocar un listón o una tira depapel sobre la tubería deperforación, de manera que lasmediciones precisas delestiramiento puedan ser marcadas apartir del punto base.

3. Aplicar una tensión suficiente paracompensar el peso de la tubería en elpozo. Registrar la indicación delindicador de peso y marcar este puntoen la tira de medición como Punto A.

4. Aplicar una tensión adicional sobre latubería, y luego reducir la tensiónhasta que el indicador de pesoindique el mismo valor que fueregistrado cuando se marcó el PuntoA. Marcar este punto en la tira demedición como Punto B. Ladiferencia entre las dos marcas resultade la fricción en las poleas y de latubería en el pozo. Trazar una línea enel punto ubicado a medio caminoentre estos puntos, marcado Punto C,y usarlo como punto superior demedición.

5. Aplicar una tensión segurapredeterminada superior al peso dela tubería, marcar el estiramientode la tubería y registrar el valorindicado por el indicador de peso.

6. Repetir el Paso 5 varias veces y

registrar el estiramiento de la tuberíamedido en cada caso

7. Calcular el promedio de estos valorescomo valor “S” para la siguienteecuación:

735.300 x WtDP x SProfundidad = ∆PDonde:

Profundidad = Profundidad de la tubería libre (pies)

WtDP = Peso por pie, tuberíade perforación(lb/pie)

S = Estiramiento mediode la tubería (pulg.)

∆P = Tracción diferencial(lb)

Este método es para los pozosverticales y no debe ser aplicado a lospozos muy desviados o los pozos conpatas de perro muy pronunciadas.Ejemplo:Tubería de perforación: 4 1/2 pulg.,16,60 lb/pie, Grado “G”Peso de la columna: 154.000 lb (flotada)1. Levantar 160.000 lb para

compensar el peso flotado de lacolumna de perforación y marcar latubería.

2. Levantar 40.000 lb más para que sepueda medir el estiramiento de latubería

3. Reducir la tracción y repetir variasveces, calcular el promedio de losvalores y el punto libre.

Estiramiento medio de la tubería =39,7 pulg.

735.300 x 16,60 x 39,7Profundidad = 40.000Depth = 12.115 pies

OBSERVACIÓN: La tensión máximaadmisible para una tubería de perforaciónde 4 1/2 pulg., 16,60 lb/pie, Grado “G”,es de 463.000 lb (sin factor de seguridad).La tensión de 200.000 lb (160.000 +40.000) usada en este ejemplo está bienpor debajo de los límites mecánicos de latubería.

Estimación de la Zona Pegada Mediante el Estiramiento dela Tubería

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Mecanismo de Pegadura de la Tubería (según Amoco TRUE)

¿Movimiento de la Tubería Antes Empaquetamiento/ Presión Geometríade la Pegadura? Puente Diferencial del Pozo

Movimiento hacia arriba 2 0 2

Rotación hacia arriba 0 0 2

Movimiento hacia abajo 1 0 2

Rotación hacia abajo 0 0 2

Estático 2 2 0

¿Movimiento de la Tubería Después de la Pegadura?

Libre hacia abajo 0 0 2

Limitado hacia abajo 1 0 2

Imposible hacia abajo 0 0 0

¿Rotación de la Tubería Después de la Pegadura?

Rotación libre 0 0 2

Rotación limitada 2 0 2

Rotación imposible 0 0 0

¿Presión de Circ. Después de la Pegadura?

Circulación libre 0 2 2

Circulación limitada 2 0 0

Circulación imposible 2 0 0

Totales

Instrucciones:

Contestar a las preguntas sombreadas trazando un círculo alrededor de todos losnúmeros en la hilera que contiene la respuesta correcta.

Sumar las columnas.

La columna con el número mayor indica el mecanismo de pegadura más probable.Ver las tablas sobre las acciones de liberación en la página siguiente.

Hoja de Trabajo: Liberación de la Tubería Pegada

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

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has

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lcan

zar

lave

loci

dad

máx

ima.

Cu

ando

sea

posi

ble,

mov

er l

a co

lum

na

y ci

rcu

lar

el p

ozo

para

lim

piar

lo a

par

tir

de l

apr

ofu

ndi

dad

de l

a ba

rren

a.•

Ensa

nch

ar l

a se

cció

n h

asta

qu

e el

pozo

qu

ede

lim

pio.

• Se

guir

met

ien

do e

n e

l po

zo (

RIH

),m

etie

ndo

tu

bo a

tu

bo y

cir

cula

ndo

desd

e el

fon

do. S

i se

obs

erva

un

peso

de

asen

tam

ien

to e

xces

ivo,

para

r y

circ

ula

r el

poz

o h

asta

qu

eq

ued

e li

mpi

o. E

nsa

nch

ar s

egú

n s

en

eces

ite.

Peg

adu

ra d

ura

nte

el

des

cen

so

Acc

ión

pa

ra e

sta

blec

er l

a c

ircu

laci

ón:

• A

plic

ar u

na

pres

ión

de

bom

beo

baja

(200

a 4

00 p

si).

Man

ten

er l

a pr

esió

nsi

se

pued

e ob

ten

er u

na

circ

ula

ción

lim

itad

a.

• ¡N

O G

OLP

EAR

HA

CIA

AB

AJO

!¡A

PLIC

AR

TO

RQ

UE!

Apl

icar

el

exce

so M

ÁX

IMO

de

trac

ción

al

mar

till

o. D

ejar

su

fici

ente

tie

mpo

para

un

via

je d

el m

arti

llo

hid

ráu

lico

(4 a

8 m

inu

tos

para

un

cic

lo l

argo

,ve

r el

man

ual

del

mar

till

o).

• Si

la

colu

mn

a n

o q

ued

a li

bre,

¡NO

GO

LPEA

R H

AC

IA A

BA

JO! G

olpe

arH

AC

IA A

RR

IBA

has

ta q

ue

laco

lum

na

qu

ede

libr

e o

qu

e se

tom

eot

ra d

ecis

ión

. Pu

ede

qu

e se

an

eces

ario

gol

pear

du

ran

te 1

0+ h

oras

.

Lib

erac

ión

de

la P

egad

ura

Cau

sad

a p

or

la G

eom

etrí

a d

elP

ozo

Acc

ión

in

icia

l:

• Si

la

pega

dura

ocu

rrió

al

subi

r,ap

lica

r to

rqu

e y

golp

ear

HA

CIA

AB

AJO

con

la

carg

a m

áxim

a de

viaj

e.

• Si

la

pega

dura

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rrió

al

baja

r,n

o ap

lica

r to

rqu

e y

golp

ear

HA

CIA

AR

RIB

A c

on l

a ca

rga

máx

ima

de v

iaje

.

Para

r o

redu

cir

la c

ircu

laci

ón a

lar

mar

el

mar

till

o y

al g

olpe

arh

acia

aba

jo.

OB

SERV

AC

IÓN

: La

pres

ión

debo

mbe

o A

UM

ENTA

RÁ

el i

mpa

cto

haci

a ar

riba

y R

EDU

CIR

Á e

l im

pact

oha

cia

abaj

o de

l mar

tillo

hid

rául

ico.

• Se

guir

gol

pean

do h

asta

qu

e la

colu

mn

a q

ued

e li

bre

o q

ue

seto

me

otra

dec

isió

n. P

ued

e q

ue

sea

nec

esar

io g

olpe

ar d

ura

nte

10+

hor

as..

Acc

ión

sec

un

da

ria

:

Col

ocar

áci

do s

i la

tu

berí

a es

tápe

gada

en

cal

iza

o ti

za. C

oloc

arag

ua

dulc

e co

n s

al m

óvil

.

Cu

an

do

la c

olu

mn

a q

ued

a l

ibre

:

• A

um

enta

r la

cir

cula

ción

has

ta l

ave

loci

dad

máx

ima,

hac

er g

irar

ym

over

la

colu

mn

a.

• En

san

char

/rep

asar

sal

ien

doco

mpl

etam

ente

la

secc

ión

del

pozo

.

• C

ircu

lar

el p

ozo

has

ta q

ue

qu

ede

lim

pio.

Lib

erac

ión

de

la P

egad

ura

Cau

sad

a p

or

la P

resi

ón

Dif

eren

cial

Acc

ión

in

icia

l:•

Cir

cula

r a

la v

eloc

idad

nor

mal

.•

Tran

smit

ir e

l to

rqu

e lí

mit

eM

ÁX

IMO

has

ta l

a pr

ofu

ndi

dad

pega

da y

man

ten

er e

l to

rqu

e en

la c

olu

mn

a.•

Para

r o

redu

cir

al m

ínim

o la

velo

cida

d de

bom

beo.

• ¡L

iber

ar h

asta

el

lím

ite

MÁ

XIM

Ode

ase

nta

mie

nto

!•

Dej

ar s

ufi

cien

te t

iem

po p

ara

un

viaj

e de

l m

arti

llo

hid

ráu

lico

(4

a8

min

uto

s pa

ra u

n c

iclo

lar

go,

ver

el m

anu

al d

el m

arti

llo)

.•

Si l

a co

lum

na

no

qu

eda

libr

e,m

ante

ner

el

torq

ue

en l

aco

lum

na

y se

guir

gol

pean

doh

acia

aba

jo c

on l

a ca

rga

máx

ima

de v

iaje

.•

Si l

a co

lum

na

no

qu

eda

libr

ede

spu

és d

e 5

a 10

im

pact

os d

elm

arti

llo,

seg

uir

gol

pean

dom

ien

tras

qu

e se

pre

para

un

apí

ldor

a de

lib

erac

ión

de

latu

berí

a.

Acc

ión

sec

un

da

ria

:

• M

ezcl

ar y

col

ocar

un

a so

luci

ónde

im

bibi

ción

de

PIPE

-LA

Xlo

ante

s po

sibl

e

Cu

an

do

la c

olu

mn

a q

ued

a l

ibre

:•

Hac

er g

irar

y m

over

la

colu

mn

a.•

Cir

cula

r pa

ra l

impi

ar e

l po

zo.

• A

con

dici

onar

el

lodo

par

aob

ten

er l

as p

ropi

edad

esn

eces

aria

s.

(Seg

ún A

moc

o TR

UE.)

Ines

tab

ilid

ad d

e la

Lu

tita

- Pe

rfor

ació

n d

e lu

tita

rea

ctiv

aco

n l

odo

no

inh

ibid

or

- Pe

rfor

ació

n d

e lu

tita

pres

uri

zada

con

pes

o de

lod

oin

sufi

cien

te

- Aum

ento

de

la v

isco

sida

dem

budo

(V

E), V

P, P

C, e

sfue

rzos

de g

el y

CEC

- Aum

ento

de

torq

ue, a

rras

tre

ypr

esió

n d

e bo

mbe

o

- Sob

re-t

ensi

ón s

obre

las

con

exio

nes

y d

uran

te lo

s vi

ajes

- Em

bola

mie

nto

de

la b

arre

na

yde

l BH

A

- Aum

ento

de

la p

resi

ón p

oral

- Rel

len

o du

ran

te la

s co

nex

ion

es y

desp

ués

de lo

s vi

ajes

- Gra

nde

s m

ater

iale

s de

der

rum

bes

en la

s za

ran

das

- Cir

cula

ción

lim

itad

a

- Usa

r lo

do in

hib

idor

- Aum

enta

r el

pes

o de

l lod

o

- Min

imiz

ar e

l tie

mpo

de

expo

sici

ón d

el p

ozo

abie

rto

- Usa

r pí

ldor

as d

e ba

rrid

o pa

ralim

piar

el p

ozo

- Aum

enta

r la

reo

logí

a de

l lod

o

Pro

ble

ma

Cau

sas

Señ

ales

de

aler

ta

e in

dic

ios

Pre

ven

ció

n

Rec

orte

s A

sen

tad

os

- Per

fora

ción

dem

asia

do r

ápid

a

- Vel

ocid

ad a

nul

ar o

reo

logí

ain

adec

uada

- Acu

mul

ació

n d

e re

cort

es(s

ocav

amie

nto

s)

- Tie

mpo

de

circ

ulac

ión

insu

fici

ente

- Per

fora

ción

cie

ga s

in p

íldor

asde

bar

rido

- Per

fora

ción

sin

cir

cula

ción

-RO

P m

ás a

lta

con

ret

orn

oin

sufi

cien

te d

e re

cort

es

- Aum

ento

de

torq

ue, a

rras

tre

ypr

esió

n d

e bo

mbe

o

- Sob

re-t

ensi

ón s

obre

las

con

exio

nes

y d

uran

te lo

svi

ajes

- Rel

len

o en

el f

ondo

des

pués

de la

s co

nex

ion

es y

los

viaj

es

- Cir

cula

ción

lim

itad

a

- Aum

ento

de

LGS

y pe

so d

ello

do

- Reo

logí

a ap

ropi

ada

del l

odo

- Usa

r G

PM m

áxim

o pa

ra e

lta

mañ

o de

l poz

o

-Con

trol

ar la

RO

P si

es

nec

esar

io

- Bom

bear

píld

oras

de

barr

ido

para

lim

piar

el p

ozo

- Via

je d

el li

mpi

ador

des

pués

las

corr

idas

del

mot

or d

efo

ndo

- Aum

enta

r la

rot

ació

n d

e la

colu

mn

a de

per

fora

ción

- Cir

cula

r po

r m

ás t

iem

po


15


Form

ació

n F

ract

ura

da,

No

Co

nso

lid

ada

- Pe

rfor

ació

n d

e la

for

mac

ión

no

cem

enta

da

- R

evoq

ue

lim

itad

o o

ause

nte

- Pe

rfor

ació

n d

e u

na

form

ació

n f

ract

ura

dan

atu

ralm

ente

- Eq

uip

o de

con

trol

de

sóli

dos

carg

ado

con

are

na

y re

cort

es

- Pé

rdid

as p

or i

nfi

ltra

ción

- R

elle

no

dura

nte

las

con

exio

nes

yde

spu

és d

e lo

s vi

ajes

- A

um

ento

bru

sco

del

torq

ue

y ar

rast

re

- C

ircu

laci

ón l

imit

ada

- M

ater

ial

de d

erru

mbe

de

gran

tam

año

en l

as z

aran

das

- Pr

opor

cion

ar u

n r

evoq

ue

de b

uen

aca

lida

d

- U

sar

mat

eria

les

puen

tean

tes

apro

piad

os

- Ev

itar

un

tie

mpo

de

circ

ula

ción

exc

esiv

o

- U

sar

píld

oras

de

barr

ido

para

man

ten

erel

poz

o li

mpi

o

- A

um

enta

r la

reo

logí

a de

l po

zo

Cem

ento

(B

loq

ues

o B

lan

do

)

- B

loq

ues

de

cem

ento

cae

n d

eal

rede

dor

de l

a za

pata

de

cem

enta

ción

de

la t

ube

ría

de r

eves

tim

ien

to, l

osta

pon

es d

e in

yecc

ión

o l

osta

pon

es d

e de

svia

ción

del

pozo

- Te

nta

tiva

de

circ

ula

ción

mie

ntr

as q

ue

la c

olu

mn

a de

perf

orac

ión

est

á su

mer

gida

en c

emen

to b

lan

do(f

ragu

ado

inst

antá

neo

)

- H

uec

o de

rat

ón e

xces

ivo

enla

tu

berí

a de

rev

esti

mie

nto

- A

um

ento

del

tor

qu

e y

arra

stre

- C

ircu

laci

ón l

imit

ada

- M

ovim

ien

to l

imit

ado

de l

atu

berí

a

- Li

mit

ar e

l h

uec

o de

rat

ón e

nla

tu

berí

a de

rev

esti

mie

nto

- D

ejar

su

fici

ente

tie

mpo

par

ael

fra

guad

o de

l ce

men

to

- R

edu

cir

la v

eloc

idad

de

viaj

efr

ente

a l

a se

cció

n d

ece

men

to

- C

alcu

lar

el t

ope

del

cem

ento

y co

men

zar

a ci

rcu

lar

a do

sh

aces

de

tube

ría

en p

ieen

cim

a de

l to

pe d

elce

men

to

- C

ontr

olar

la

perf

orac

ión

en

cem

ento

bla

ndo

Bas

ura

en

el

Po

zo

- C

aída

acc

iden

tal

de b

asu

raen

el

pozo

- Fa

lla

del

equ

ipo

de f

ondo

- Pu

ede

ocu

rrir

en

cu

alq

uie

rm

omen

to

- Pa

rtes

met

álic

as e

n l

asza

ran

das

- U

n m

ovim

ien

to p

arci

al e

spo

sibl

e

- U

sar

buen

as p

ráct

icas

- M

ante

ner

el

pozo

cu

bier

to

- V

erif

icar

con

reg

ula

rida

dla

s h

erra

mie

nta

s de

fon

do

Pega de Tubería – Empaquetamiento del Pozo

(Seg

ún A

moc

o TR

UE.)

Pega de Tubería


CAPÍTULO

15

Pro

ble

ma

Ase

nta

mie

nto

P

ozo

po

r D

ebaj

oP

atas

de

Per

roC

ola

pso

de

laO

jo d

e L

lave

del

cal

ibre

Co

nju

nto

Ríg

ido

Form

ació

n M

óvi

ly

Bo

rdes

Tub

ería

de

Rev

esti

mie

nto

Cau

sas

- La

tub

ería

de

-

RIH

con

un

a ba

rren

a

- El

cam

bio

de B

HA

-

Perf

orac

ión

de

un

a -

Perf

orac

ión

de

un

a

- La

pre

sión

ext

ern

a de

pe

rfor

ació

n f

orm

a u

n

- y

un

BH

A d

e di

ámet

ro

fle

xibl

e a

rígi

do n

o -

form

ació

n d

e lu

tita

-

form

ació

n c

on c

apas

-

la f

orm

ació

n

-oj

o de

lla

ve d

entr

o co

mpl

eto

en u

n p

ozo

pued

e to

lera

r lo

s o

sal

plás

tica

du

ras/

blan

das

(gen

eral

men

te f

ren

te a

de l

a fo

rmac

ión

-

por

deba

jo d

el c

alib

re-

cam

bios

de

ángu

lo

- in

tere

stra

tifi

cada

s-

form

acio

nes

plá

stic

as)

-

Gen

eral

men

te-

y di

recc

ión

- C

ambi

o fr

ecu

ente

de

exce

de l

a re

sist

enci

a de

rela

cion

ado

con

-

ángu

lo/d

irec

ción

la

tu

berí

a de

pa

tas

de p

erro

de

l po

zore

vest

imie

nto

- Lo

s po

rtam

ech

as s

e-

Perf

orac

ión

de

un

a -

Cem

enta

ción

fal

lida

atas

can

en

la

ran

ura

fo

rmac

ión

fra

ctu

rada

- es

trec

ha

del

ojo

de

/fal

lada

llav

e-

Alt

os á

ngu

los

dein

clin

ació

nSe

ñal

es d

e al

erta

-

Secc

ión

de

pata

de

- B

arre

na

por

deba

jo d

el-

Se i

ntr

odu

ce o

tro

-

Au

men

to d

el t

orq

ue

- So

bre-

ten

sión

sob

re

- Pe

rfor

ació

n d

e la

e

ind

icio

spe

rro

mar

cada

-

cali

bre

reti

rada

del

-

BH

A e

n e

l po

zo-

y ar

rast

re-

la c

onex

ion

es y

-

form

ació

n p

lást

ica

- La

tu

berí

a gi

ra e

n e

l po

zo-

Pres

enci

a de

pat

as

- So

bre-

ten

sión

al

los

viaj

es-

Blo

qu

es d

e ce

men

tom

ism

o pu

nto

por

-

Pozo

red

uci

o -

de p

erro

- sa

lir

del

pozo

- A

um

ento

del

tor

qu

e -

Pérd

ida

de c

ircu

laci

ón-

mu

cho

tiem

po-

Pérd

ida

repe

nti

na

de-

Pérd

ida

repe

nti

na

de

y ar

rast

re-

Pozo

red

uci

do d

entr

o pe

so d

e la

col

um

na

- pe

so d

e la

col

um

na

de l

a tu

berí

a de

-

Pozo

red

uci

dore

vest

imie

nto

Pre

ven

ció

n-

Min

imiz

ar l

a

- C

alib

rar

las

barr

enas

-

Min

imiz

ar l

os

- M

ante

ner

un

pes

o -

Min

imiz

ar l

os

- U

sar

la r

esis

ten

cia

m

agn

itu

d de

la

pata

- an

tigu

as y

nu

evas

- ca

mbi

os d

e B

HA

- de

lod

o su

fici

ente

- ca

mbi

os p

ron

un

ciad

os

apr

opia

da d

e la

tu

berí

a

de p

erro

-

Ensa

nch

ar p

or l

o

- Li

mit

ar l

a m

agn

itu

d -

Sele

ccio

nar

el

sist

ema

- y

frec

uen

tes

de l

a -

de r

eves

tim

ien

to f

ren

te

- V

iaje

de

lim

piad

or/

men

os l

as t

res

últ

imas

- de

las

pat

as d

e pe

rro

de l

odo

apro

piad

otr

ayec

tori

a de

l po

zoa

la f

orm

ació

n p

lást

ica

ensa

nch

ar l

as

ju

nta

s h

asta

el

fon

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Pega de Tubería – Geometría del Pozo/Presión Diferencial

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Estabilidad de la Lutita y del Pozo

Estabilidad de la Lutita y del Pozo 16.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

16

Mantener un pozo estable es uno de losprincipales retos al perforar un pozo.Los estudios indican que los sucesosimprevistos relacionados con lainestabilidad del pozo representan másdel 10% de los costos del pozo, con uncosto anual para la industria estimadoen más de mil millones de dólares.Prevenir la inestabilidad de las zonascon lutitas es muy importante paracada fase de la industria de fluidos deperforación, desde los esfuerzos deinvestigación y desarrollo hasta laimplementación en el campo por elingeniero de lodos. Nuevas tecnologíasestán siendo desarrolladas y aplicadascontinuamente, mientras que lastecnologías anteriores sonperfeccionadas.

La inestabilidad del pozo es causadapor un cambio radical del esfuerzomecánico y de los ambientes químicosy físicos durante la perforación,exponiendo la formación al lodo deperforación. Tal inestabilidad del pozosuele ser indicada por lutitasderrumbables, resultando enensanchamiento del pozo, puentes yrelleno. Las consecuencias máscomunes son la pegadura de la tubería,desviaciones del pozo, dificultadesrelacionadas con los registros y suinterpretación, dificultades en larecuperación de núcleos laterales,dificultades al meter la tubería derevestimiento, cementaciones de malacalidad, y la pérdida de circulación.Todas éstas resultan en mayores costos,la posibilidad de perder parte del pozo oel pozo entero, o una producciónreducida.

La inestabilidad del pozo es causadapor:• Esfuerzo mecánico.

• Rotura causada por la tensión –fracturación y pérdida decirculación

• Rotura causada por la compresión– fisuración y colapso o flujoplástico.

• Abrasión e impacto.• Interacciones químicas con el

fluido de perforación.• Hidratación, hinchamiento y

dispersión de la lutita.

• Disolución de formacionessolubles.

• Interacciones físicas con el fluidode perforación.• Erosión• Humectación a lo largo de

fracturas preexistentes (lutitafrágil).

• Invasión de fluido – transmisiónde presión.

Es sumamente importante que elingeniero de fluidos de perforaciónentienda la inestabilidad de la lutita ydel pozo para poder evaluar unasituación con habilidad y que pongaen práctica un plan de medidasremediadoras. Se requiere un enfoquesistemático que integre variasdisciplinas para evaluar y remediar lainestabilidad del pozo. Es decir que lapericia de un ingeniero de lodos no selimita a los fluidos de perforación. Serequiere un buen conocimientopráctico de todos los aspectos de laoperación, así como antecedentesbásicos en mecánica y geofísica, yquímica de agua y arcillas. Variascausas posibles deben ser evaluadaspara resolver la inestabilidad del pozo.Al evaluar estas condicionesinterrelacionadas, será posibledeterminar el modo de falla másprobable y aplicar una respuestaapropiada para resolver o tolerar lainestabilidad.

Se incluyen las siguientescondiciones mecánicas:• Problemas de limpieza del pozo.• Erosión del pozo.• Daños causados por impactos físicos.• Pesos del lodo y presiones porales.• Presiones de surgencia y pistoneo.• Esfuerzos del pozo.

Las condiciones químicas tambiéndeben ser evaluadas, tal como:• Reactividad de la formación

quebradiza.• Compatibilidad química del sistema

de lodo.• Posible disolución del material delpozo.

Con frecuencia, no hay ningunasolución simple y económica. En estoscasos, se debe usar una combinación

Introducción

Mantener unpozo establees uno de losprincipalesretos alperforar unpozo.

Lainestabilidaddel pozo sueleser indicadapor lutitaderrumbable...

Estabilidad de la Lutita y del PozoCAPÍTULO

16


de buenas prácticas de perforación, elsistema de lodo “aceptable” másinhibidor y remedios sintomáticospara completar el pozo. Aunque lossistemas base aceite y sintéticoproporcionen frecuentemente un pozomás estable y resuelvan generalmentelos problemas relacionados con lalutita, es posible que su uso estésometido a restricciones o que causenotros problemas.

Varias restricciones pueden serimpuestas sobre los tipos de sistemasde lodo y productos que pueden serusados. Estas restricciones incluyen:• La necesidad de obtener una

evaluación de la formaciónespecífica (núcleos alterados en

grado mínimo o un registro enparticular).

• Reglamentos locales sobre la salud,la seguridad y el medio ambiente

• Costo, logística y disponibilidad delos materiales.

• Otros problemas que son másimportantes que las preocupacionesrelacionadas con la inestabilidad delpozo (por ej., pérdida decirculación).

Antes de describir las causasindividuales de la inestabilidad delpozo, es importante revisar: (1) ladeposición de la lutita y rocassedimentarias, (2) la química dearcillas, y (3) los esfuerzos in situ.

Las rocas sedimentarias son materialesque se han depositado durante unperiodo geológico en una cuenca dedeposición. Las rocas sedimentariaspueden ser divididas en dos gruposprincipales: rocas clásticas y rocas noclásticas. Las rocas sedimentarias noclásticas incluyen precipitados orgánicoscomo el carbón y precipitados químicoscon la sal. Por definición, las rocassedimentarias clásticas se componenprincipalmente de partículas que seerosionaron de un sitio sobre lasuperficie de la tierra, fuerontransportadas hacia otro sitio y sedepositaron como sedimentos. El agentede transporte para las rocassedimentarias clásticas puede ser el agua,el hielo, el viento o la gravedad.

Las rocas sedimentarias clásticastambién se clasifican según el tamañode las partículas que componen la roca.Las clases de tamaño importantes de laspartículas sedimentarias y los tipos deroca correspondientes son:grava/conglomerado, arena/arenisca,limo/limolita y arcilla/lutita (ver la Tabla1 en el capítulo sobre Control deSólidos).

La formación de una rocasedimentaria clástica puede ser divididaen dos fases importantes: sedimentacióny diagénesis.

La sedimentación es el proceso queocurre en la superficie de la tierra ypermite que las partículas o los granos seacumulen en forma de sedimento (ver laFigura 2 en el capítulo sobre Predicción

de la Presión). Por ejemplo, dentro deun grupo de partículas que están siendotransportadas por una corriente de agua,cualquier disminución de la velocidadde la corriente permite que las partículasmás grandes de la población departículas transportadas se sedimenten.A la larga, el flujo de una corriente o ríodentro de una gran masa de agua comoun lago, una bahía o el océano,permitirá que todas las partículastransportadas se sedimenten, con unaacumulación de la fracción más gruesacerca de la desembocadura de lacorriente, y la sedimentación de lafracción más fina lejos de ladesembocadura.

Típicamente, los ríos y las corrientesacarrean arena, limo y arcilla dentro decuencas sedimentarias. Los procesossedimentarios tienden a clasificar estaspartículas de manera que la arena, ellimo y la arcilla se depositen en treslugares distintos. Cuando la cuenca sellena, el nivel de agua en la cuencasedimentaria cambia o la ubicación de ladesembocadura del río cambia, el sitiode deposición de la arena, limo y arcillapuede cambiar. Estos cambios del sitiode acumulación de los sedimentos dearena, limo y arcilla se producen con eltiempo, y la sección vertical encualquier sitio en particular refleja lahistoria de deposición anterior en esesitio, y puede componerse de capas dearena, limo y arcilla. Como reglageneral, los procesos de sedimentacióndeterminan la granulometría del

Deposición de la Lutita y Rocas Sedimentarias

Los procesossedimentariostienden aclasificarestaspartículas demanera quela arena, ellimo y laarcilla sedepositen entres lugaresdistintos.



CAPÍTULO

16

sedimento y ciertas características quepueden estar presentes en el sedimento,tal como los planos de estratificación.

La diagénesis abarca todos losprocesos que modifican un sedimentodespués de su deposición. Estosprocesos incluyen la consolidación,disolución de ciertos minerales,precipitación de otros minerales ycambios en la composición de ciertosminerales. La diagénesis modifica lossedimentos de arena, limo y arcilla enarenisca, limolita y lutita. Ladiagénesis comienza inmediatamentedespués de la deposición delsedimento, ya que el peso de lossedimentos depositados másrecientemente comienza a consolidary exprimir el agua fuera delsedimento ubicado por debajo de lasuperficie de sedimentación. Ladiagénesis continúa mientras que elsedimento queda cada vez másenterrado y la temperatura causacambios en ciertos minerales. El aguaexprimida de los sedimentosenterrados a mayor profundidad pasaa través de ciertos minerales,causando la disolución de algunos yla precipitación de otros. Muchasveces, los minerales precipitados enarena, limo y lutita causan laaglomeración de los granossedimentarios y actúan como unagente de cementación,proporcionándole un carácter másrígido a la roca sedimentaria. Amedida que la diagénesis continúacon el tiempo, la temperatura y lapresión, los cambios del sedimento sehacen cada vez más importantes, ypasan gradualmente a procesosmetamórficos.

Es importante recordar que todas lasrocas sedimentarias perforadasresultan de procesos sedimentarios yde diagénesis.

La lutita es la roca sedimentariaclástica que se componeprincipalmente de partículas queestán incluidas en la clase de tamañode arcilla (tamaño medio inferior a 4micrones). Para entender la naturalezade los sedimentos de arcilla y la lutita,es importante comprender que eltérmino “arcilla” tiene dosdefiniciones. Una definición de laarcilla es una clase de tamaño departículas sedimentarias. La otra

definición se refiere a una clase deminerales conocidos como mineralesarcillosos. Como regla general, losminerales arcillosos son partículas quecaen dentro de la clase de tamaño dearcilla, pero otros minerales noarcillosos – tal como el cuarzo y elfeldespato – también pueden estarpresentes en partículas losuficientemente pequeñas para serclasificados como arcilla, desde elpunto de vista de la granulometría. Laarcilla es un sedimento, y la lutita esuna roca compuesta de partículas detamaño de arcilla.

En la perforación de petróleo y gas,la mayoría, pero no todas lasformaciones de arcilla o lutitaperforadas se sedimentaron en unacuenca marina. Las partículas quecomponen la lutita o arcilla seerosionaron inicialmente a partir deuna masa terrestre y fuerontransportadas hacia la cuenca marinapor ríos. La naturaleza y lacomposición de las partículas queentran en la cuenca sedimentariadependen en cierta medida de lacomposición de la roca y de los sueloserosionados en la masa terrestre quesirven de fuente para el sedimento. Lavariabilidad del terreno en esasfuentes es una de las razones por lascuales las lutitas pueden diferir entrelas distintas cuencas sedimentarias.Por ejemplo, los suelos en climastemplados suelen contener másminerales arcillosos de esmectita queminerales arcillosos de kaolinita, y laspartículas sedimentarias que seerosionaron a partir de esos suelos declima templado contienen menoskaolinita que esmectita. En los suelostropicales, más sílice se ha lixiviadodel suelo y los suelos suelen contenermás kaolinita que esmectita.

La razón por la cual la arcilla seacumula en forma de sedimento y noen forma de arena o limo está casisiempre relacionada con la velocidadde flujo del agua que la suspende. Enagua que está fluyendo con unavelocidad o turbulencia considerable,las partículas de tamaño de arcillapermanecen suspendidas. En aguastranquilas que no tienenprácticamente ninguna velocidad deflujo o turbulencia, las partículas detamaño de arcilla pueden

La diagénesisabarca todoslos procesosquemodifican unsedimentodespués de sudeposición.

En agua queestá fluyendocon unavelocidad oturbulencia...las partículasde tamaño dearcillapermanecensuspendidas.


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sedimentarse y acumularse. Estosambientes de aguas tranquilas suelenocurrir costafuera, por debajo de labase de las olas (la base de las olas enla superficie del agua) y en bahías olagunas. Otros sitios no marinos dedeposición de arcillas pueden incluirlagos y lechos de creciente de los ríos.

Dos características de la sedimentaciónmarina de las arcillas pueden serimportantes: la floculación y labioturbación. La floculación de laspartículas de tamaño de arcilla puedeocurrir cuando las arcillas dispersas queson transportadas por un río de aguadulce entran en el ambiente marinosalino. Factores como la naturaleza y lacantidad de arcilla presente en el aguadeterminarán si la floculación ocurre.Cuando la floculación ocurre, laspartículas de tamaño de arcilla seagregan formando una partícula másgrande que puede sedimentarse másfácilmente que la arcilla dispersa. Elmaterial arcilloso floculado suelesedimentarse con grandes cantidades departículas de tamaño de limo de cuarzoy feldespato. Esto resulta en unsedimento de arcilla limosa que sueletener una estructura permeable como“castillo de naipes”. Una consecuenciapráctica de la floculación es que lamayoría de los sedimentos marinos dearcilla y las formaciones de lutitadepositadas en ambientes marinoscontienen grandes cantidades de granosde cuarzo de tamaño de limo.

La bioturbación es la perturbación delsedimento por organismos que viven enel sedimento. Los organismos,incluyendo los moluscos y gusanos,obtienen nutrientes al digerir elsedimento. Esta bioturbación destruye omodifica la textura original delsedimento, y en algunos casos, puedenodulizar el sedimento. El sedimentonodulizado puede tener unapermeabilidad más alta que la arcillaque no ha sido nodulizada. Aunque lamayoría de las formaciones de arcillamarina no estén nodulizadas, losprocesos de bioturbación han ocultadoo destruido la estructura deestratificación laminada o fina de lamayoría de los sedimentos de arcillamarina.

Un tipo de lutita que no ha sidobioturbado es la lutita carbonácea –lutita con un alto contenido orgánico.La lutita carbonácea se sedimentó sobreuna superficie empobrecida en oxígeno

(como suele ocurrir en algunas lagunas)que impidió la oxidación del materialorgánico. Las lutitas carbonáceas estángeneralmente caracterizadas porlaminaciones y la lutita puede partirsefácilmente a lo largo de estaslaminaciones.

Los sedimentos de arcilla son alteradosdramáticamente por la diagénesis. En elfondo oceánico, los sedimentos dearcilla son frecuentemente llamadoslodo debido a la falta total de cohesión.Durante las primeras etapas deconsolidación, los sedimentos de arcillase vuelven un tanto más sólidos, perosiguen dispersándose fácilmente en aguao lodo base agua. A medida de laconsolidación básica continúa, lasarcillas pueden volverse menospermeables y pueden adquirir lacapacidad de retener la presión. Laconsolidación de los sedimentos dearcilla es uno de los mecanismos paragenerar geopresiones. Cuando laprofundidad de entierro y latemperatura aumentan, los cambiosmineralógicos comienzan a producirseen las formaciones de arcilla. Elsedimento de arcilla puede guardar uncarácter plástico o de “gumbo”(pegajoso), o puede ser transformado enlutita más rígida y frágil, y máscementada. Dos tipos de cambiosmineralógicos diagenéticos puedenalterar la naturaleza de los sedimentosde arcilla y de la lutita: (1) latransformación de los mineralesarcillosos de esmectita en capas mixtasde ilita-esmectita y (2) la precipitaciónde los cementos minerales.

La transformación de la esmectita enarcilla ilita-esmectita hace que losminerales arcillosos contenidos en elsedimento de arcilla o la lutita seanmenos activos químicamente. Sobre unperiodo geológico (de un millón de añoso más), a temperaturas alrededor de200ºF, por lo menos parte de la arcillaesmectita en los sedimentos de arcilla sevuelve químicamente inestable. Ésta setransforma en un mineral compuestopor capas mixtas de ilita-esmectita.Cuando las temperaturas exceden 200ºFy la edad geológica aumenta, estosminerales de capas mixtas adquieren uncarácter más ilítico. Las formaciones delutita geológicamente antiguas(Paleozoicas – más de 250 millones deaños de edad) casi nunca contienencantidades considerables de arcillaesmectita. Como regla general, la lutita

Los sedimentosde arcilla sonalteradosdramática-mente por ladiagénesis.

Labioturbaciónes laperturbacióndel sedimentopororganismosque viven en elsedimento.



CAPÍTULO

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más profunda, más caliente y másantigua es menos reactivaquímicamente que los sedimentos dearcilla más recientes, menos profundos ymás fríos.

Otro factor es la precipitación de loscementos minerales que le dan sucarácter rígido y frágil a la lutita.Algunas formaciones de lutita estáncementadas por cementos de carbonatocomo el carbonato de calcio o ladolomita, y este cemento de carbonatoles confiere tanto la resistencia como ladureza mecánica. Sin embargo, lacementación con carbonato es muchomás rara en la lutita que la cementacióncon sílice. El sílice, o SiO2, es unproducto de la reacción detransformación de esmectita a ilitadescrita anteriormente. La cementacióncon sílice vuelve la lutita frágil. Lacantidad de cementación con sílice en lalutita puede variar. La cementaciónparcial de la lutita vuelve la lutita frágilpero débil, y posiblemente dispersable,mientras que mayores cantidades decementación con sílice pueden volver lalutita frágil pero con tendencia alderrumbe. La capacidad que los fluidoso filtrados tienen para penetrar dentrode formaciones de lutita cementadasparece constituir un factor importanteen lo que se refiere a la estabilidad deestas formaciones cuando estánexpuestas a los fluidos de perforación.Las formaciones que permiten lapenetración de agua dentro de la lutitahacen que los materiales arcillososcontenidos en la lutita desarrollenpresiones de hinchamiento que puedenromper la cementación que mantieneunida a la lutita.

Hay varios tipos de formaciones“lutíticas” que caen fuera de lascategorías de lutitas marinas y nomarinas descritas anteriormente. Una esla toba volcánica. Aunque la tobavolcánica no sea una roca sedimentaria,capas de toba volcánica pueden aparecerdentro de una secuencia de materialesde rocas sedimentarias. La toba es laacumulación de una erupción de cenizavolcánica. La ceniza volcánica, al caer enla superficie de la cuenca marina osedimentaria, se componeprincipalmente de vidrio de silicato.Con el tiempo geológico, este vidriovolcánico es químicamente inestable yse cristaliza para formar mineralesarcillosos. La capa de ceniza volcánicaalterada a veces es llamada capa de

bentonita. La bentonita de Wyoming seextrae a partir de un depósito de cenizavolcánica alterada. Los depósitos deceniza volcánica consideradosimportantes desde el punto de vistageológico incluyen la Toba de Balder(“Balder Tuff”) en el Mar del Norte, yvarias formaciones de toba enIndonesia.

Debido a la gran variabilidad de lasformaciones de lutita en diferentesregiones del mundo, las técnicas ysoluciones para perforar la lutita yresolver los problemas de estabilidadque son eficaces en una región no seránnecesariamente eficaces en otrasregiones.

Las formaciones de lutita son fáciles deidentificar con las herramientas deregistro por rayos gamma que sonusadas comúnmente. Estas herramientasmiden los rayos gamma naturalesemitidos por las formaciones penetradaspor el pozo. Los rayos gamma songenerados por la desintegración de unisótopo de potasio con un peso atómicode 40 y por la desintegración de átomoscomprendidos en la serie de elementosde uranio y torio. Cantidadesminúsculas de torio están presentes enlos minerales arcillosos, y el potasio esun componente común de la lutita. Porconvención, el registro de rayos gammaaparece en la columna del extremoizquierdo de un registro eléctrico. Ladesviación hacia la derecha de la líneade rayos gamma indica una formaciónde lutita. La desviación hacia laizquierda indica una formación de arenao caliza.

Los registros de lodo representan unafuente inestimable de información parael ingeniero de lodo en el sitio, cuandoéste procura reconstruir la secuencialitológica de la formación que se estáperforando. Los reportes diarios deregistro proporcionan un desglose (hastaporcentajes matriciales) de cada muestratomada a una profundidaddeterminada. Estos registros de lodopueden ayudar a anticipar unaformación problemática conocida yevaluar la reactividad y estabilidadrelativa de una formación en particular.La Tabla 1 enumera los códigosgeológicos y las descripciones estándarque se usan en los reportes de registrode lodo, así como la granulometría delos tipos de rocas sedimentarias enparticular.

La toba es laacumulaciónde unaerupción decenizavolcánica.


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Tipo de Roca Abreviatura Símbolo Granulometría Descripción

Lutita y Sh <4 micrones Rocas formadas por la acumulación dearcillita CLst minerales arcillosos y partículas de tamaño

de limo.Resistencia a la compresión:

Sh: 4.000 - 10.000 psi

Marga Mrl <4 micrones Rocas formadas por la acumulación de minerales arcillosos y calcita (carbonato decalcio).

Limolita SLst 4 a 60 Rocas formadas por la acumulación micrones de limo y cuarzo de tamaño de arena.

Arenisca Sst 60 a 2.000 Resistencia a la compresión:micrones Sst: 5.000 - 15.000 psi

Conglomerado Cgl >2.000 Rocas formadas por la acumulación de micrones partículas de tamaño de grava, guijarros y

cantos rodados.

Caliza Ls Rocas Rocas depositadas mediante la precipitación precipitadas de calcita (carbonato de calcio) y dolomita

(carbonato de calcio-magnesio).

Dolomita Dol Resistencia a la compresión:y tiza (pizarra) Chk Ls: 6.000-15.000 psi,

Dol: ~24.000 psiChk: ~6.000 psi

Horsteno Cht Cht: ~83.000 psi

Yeso y Gyp Rocas Rocas depositadas mediante la precipitación anhidrita Anhy evaporadas durante la evaporación del agua.

Sal Sa

Basamento Bm Rocas ígneas Rocas volcánicas formadas por el enfriamiento de magma fundida.

Volcánicas Volc

Falla Flt n/a Fractura geológica ancha y desplazamiento de rocas a lo largo de un plano de falla.

Petróleo O Fluidos de la Petróleo (5 - 7 lb/gal)formación

Gas G Gas natural (~2,3 lb/gal)

Agua Wtr Agua o salmuera (8,3 - 11,7 lb/gal)

Tabla 1: Tipos de rocas, códigos de registro de lodo y descripción (según el manual Amoco TRUE®).

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La lutita, la arenisca y la calizaconstituyen la inmensa mayoría de lasrocas sedimentarias, ya que unporcentaje muy pequeño se componede otros tipos de rocas. En la mayoríade las cuencas de petróleo y gas, lalutita constituye 50 a 75% de las rocasperforadas. La Tabla 2 indica elporcentaje aproximado de lutita,arenisca y caliza en varias regiones.

Diferentes tipos de rocas tienencaracterísticas definidas y problemasrelacionados con la perforación. La

Tabla 3 enumera algunas de lasdiferentes características de los tiposde rocas.

Lutita Arenisca CalizaCuenca (%) (%) (%)

Golfo de México 60 30 10

Cuenca Pérmica 10 30 60

Trinidad 50 50 —

Tabla 2: Distribución relativa de los tipos de rocas paravarias áreas (según el manual Amoco TRUE).

Tipo de Roca Subdivisión Característica

Lutita Blanda • Generalmente presente a niveles poco profundos (~10.000 pies).(dúctil) • Blanda y dúctil debido a una porosidad alta (15 –60%) y un alto contenido

de agua (25 – 70%).• Presión de fractura aproximadamente igual a la presión de inyección. • Textura dúctil permite que las fracturas de la formación se cierren

recobrando su resistencia original.• Prueba de Azul de Metileno (MBT) 20 – 40 (meq/100 g).• Arcillas esmectita + ilita.• Relacionada con pistoneo, pérdida de circulación, socavamiento y

empaquetamiento del pozo.

Dura • Generalmente presente a mayores profundidades (>10,000 pies).(frágil) • Dura y frágil debido a una porosidad baja (4 – 15%) y a un bajo contenido

de agua (3 – 10%).• Presión de fractura superior a la presión de inyección• MBT 3 – 10 (meq/100 g).• Arcillas ilita, kaolinita y clorita.• Textura frágil impide que las fracturas de la formación se cierren.• Relacionada con empaquetamiento/puenteo del pozo.

Arenisca No consolidada • Generalmente presente en la sección superficial del pozo (superficie a ~5.000 pies).

• Alta porosidad (>25%).• Alta permeabilidad (>2 darcys)• Relacionada con la pérdida de circulación, socavamiento y

empaquetamiento del pozo.

Consolidada • Presente principalmente en las secciones media a profunda del pozo (>4.000 pies).

• Gama de porosidades (1 – 25%).• Gama de permeabilidades (10 milidarcys – 2 darcys)• Relacionada con la pegadura por presión diferencial y el pozo por debajo

del calibre cuando es abrasiva.

Caliza Blanda • Baja resistencia a la compresión.dolomita (tiza) • Alta porosidad (~40%).

• Gama de permeabilidades (10 milidarcys – 2 darcys).• La tiza (carbonato de calcio) se dispersa en lodo de agua dulce.• Relacionada con el socavamiento del pozo y la contaminación del lodo

por el calcio.

Dura • Alta resistencia a la compresión.• Generalmente fracturada por los esfuerzos naturales.• Alta porosidad (20 – 40%).• Gama de permeabilidades (500 milidarcys – 4 darcys).• Relacionada con el empaquetamiento/puenteo del pozo, pegadura por

presión diferencial y pérdida de circulación.

Tabla 3: Características relativas de las rocas sedimentarias (según el manual Amoco TRUE).

La lutita, laarenisca y lacalizaconstituyenla...mayoría delas rocassedimentarias...


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Desde el punto de vista de lasedimentación, la arcilla se definíacomo un término para describir eltamaño de las partículas, pero desde elpunto de vista químico y mineralógico,el término “arcilla” se refiere aminerales arcillosos específicos. Estosminerales arcillosos son mineralescristalinos que tienen una estructuraestratificada de sílice y alúmina. Losminerales arcillosos comunesencontrados en la lutita son laesmectita, la ilita, la clorita y lakaolinita. Estos minerales existen comopartículas cristalinas muy pequeñas quecorresponden al rango de tamaños dearcilla. El análisis de los tipos deminerales arcillosos presentes en unalutita puede ser realizado mediante lastécnicas de Difracción de Rayos X(XRD).

Los minerales arcillosos tienen lacapacidad de adsorber agua y cationesen su superficie. Como se mencionóanteriormente, los minerales arcillosostienen un pequeño tamaño departículas y una estructura estratificadao laminar. Por este motivo, losminerales arcillosos tienen una gransuperficie específica (superficieespecífica = superficie por gramo dematerial). La ilita, clorita y kaolinitason cristales muy pequeños queadsorben agua y cationes en sussuperficies externas. Además deadsorber agua y cationes en lassuperficies externas, la esmectitatambién adsorbe agua y cationes en lassuperficies ubicadas entre las capas desu estructura cristalina. La capacidad deadsorción de agua de la esmectita esmucho más grande que la de otrosminerales arcillosos. La capacidad deadsorber agua, la capacidad de la arcillade intercambiar cationes y la superficieespecífica de la arcilla son atributosmuy relacionados entre sí que a vecesson llamados propiedades coligativas dela arcilla. Estas propiedades coligativasson básicamente medidas de lareactividad de la arcilla. Como laCapacidad de Intercambio Catiónico(CEC) es fácil de medir, se trata de unmétodo práctico para evaluar lareactividad de la arcilla o lutita. La CEC

de la arcilla seca se puede medirmediante una valoración de azul demetileno. La unidad estándar parareportar la capacidad de intercambiocatiónico de la arcilla seca esmiliequivalentes (meq) por 100 g dearcilla seca. Para medir la capacidad deintercambio catiónico, se usa unasolución de azul de metileno 0,01 N, demanera que el número de milímetrosde solución de azul de metilenorequeridos para llegar al punto final seaigual a meq/100 g. El rango de CECpara materiales minerales arcillosospuros está indicado en la siguientetabla:

La esmectita es claramente muchomás reactiva que otros materialesminerales arcillosos. Las lutitas quecontienen esmectita son las mássensibles al agua y las más hidratables.Las lutitas que contienen otrosminerales arcillosos tienen una menorcapacidad de hidratación, aunquepuedan ser sensibles al agua. La mayoríade las lutitas contienen varios tipos dearcillas en cantidades variables. Lareactividad de una lutita depende de lostipos y de las cantidades de mineralesarcillosos presentes en la lutita. Muchasveces, la CEC constituye una mejormedida de la reactividad de la arcilla queel análisis mineralógico deducido delanálisis de difracción de rayos X (XRD).

Las estructuras cristalinas de la ilita yla esmectita son similares, con unaunidad repetida de tres capas compuestade una capa de alúmina intercaladaentre dos capas de sílice. En la esmectita,hay una capa de iones adsorbidos yagua entre las unidades de tres capasformando el cristal. En la ilita, hay unacapa de iones potasio, pero no hay aguaentre las unidades de tres capas.Además, la ilita tiene una sustituciónconsiderable de átomos de sílice porátomos de aluminio en las capas desílice, mientras que la esmectita no latiene. Los átomos de potasio en la


Arcilla CEC (meq/100 g)

Esmectita 80 - 150

Ilita 10 - 40

Clorita 10 - 40

Kaolinita 3 - 10

Los mineralesarcillosostienen lacapacidad deadsorberagua ycationes en susuperficie.

La unidadestándarpara reportarla capacidaddeintercambiocatiónico dela arcillaseca es meqpor 100 g dearcilla seca.



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estructura de ilita no son ionesintercambiables pero constituyen unaparte fija de la estructura del cristal; sólolos iones en las superficies externas de lailita son intercambiables. En laesmectita, los iones entre las capas sonintercambiables y pueden componersede sodio, calcio, magnesio o potasio(nótese que la esmectita queintercambió iones potasio es diferentede la ilita).

Como se mencionó en la discusiónsobre la diagénesis, las arcillas esmectitae ilita existen frecuentemente en formade mineral de capas mixtas. En unmineral de capas mixtas, algunas capascontienen iones intercambiables y aguamientras que otras capas están“aplastadas”, con átomos de potasioentre las capas. La mayoría de laesmectita e ilita presente en lossedimentos marinos y las rocassedimentarias son arcillas de capasmixtas. Muchos “ancianos” y otraspersonas que se dedican a laperforación usan los términosmontmorillonita o bentonita en vez deltérmino esmectita para describir la arcillaque contiene agua en su estructuraestratificada. Esta situación surgeporque los especialistas que estudian laarcilla han perfeccionado lanomenclatura que se ha aplicado a losmateriales arcillosos durante muchosaños, y siguen perfeccionando oredefiniendo los términos a medida quese descubren nuevos detalles sobre lanaturaleza de los materiales arcillosos.Para facilitar el entendimiento de lanomenclatura, se ofrecen las siguientesdefiniciones:• Esmectita – un grupo de minerales

arcillosos que tienen la estructura ensandwich descrita anteriormente ycontienen agua entre las capas dealuminosilicato. Este grupo deminerales incluye la montmorillonita,la hectorita, la saponita, la nontronitay otros minerales específicos.

• Ilita – un mineral arcilloso específicocon una estructura principal dealuminosilicato similar a laesmectita, pero sin agua entre lascapas. Los especialistas todavía nohan dividido la ilita en un grupo deminerales, pero algunos de ellos

están probablemente empeñados enhacerlo.

• Montmorillonita – un mineral comúnque corresponde al grupo de mineralesde esmectita. En realidad, la mayoríade la arcilla esmectita en lossedimentos de la Costa del Golfo delos Estados Unidos se compone demontmorillonita. Puede que esto nosea cierto en otras cuencassedimentarias.

• Bentonita – Geológicamente, labentonita es una capa de cenizavolcánica alterada. En el comercio, eltérmino bentonita se refiere a lamontmorillonita de sodio explotadacomercialmente que se utiliza comoaditivo para el lodo de perforación. Laarcilla bentonítica explotada enWyoming proviene precisamente deuna capa de bentonita geológica, perola arcilla bentonítica explotada enotras partes del mundo puedeprovenir de otros tipos de depósitosgeológicos.Los minerales arcillosos de clorita son

similares a la arcilla ilita en lo que serefiere a la reactividad. La clorita es ungrupo de minerales arcillososespecíficos. En general, los minerales declorita contienen una capa de alúminaintercalada entre dos capas de sílice yuna capa de magnesio u óxido dehierro. La clorita no contiene agua entrelas capas. Algunas rocas de lutita másantiguas que han sido sometidas a unalto grado de diagénesis sólo contienenclorita e ilita como componentesarcillosos. La mayoría de estas lutitasson relativamente no reactivas, peroalgunas pueden hidratarse yderrumbarse.

La arcilla kaolinita es menos reactivaque otros minerales arcillosos. Suestructura básica se compone de capasintercaladas de sílice y alúmina. Eltamaño cristalino de la kaolinita estípicamente más grande que el tamañocristalino de la esmectita o ilita, y tieneuna superficie específica más pequeña,una capacidad de intercambio catiónicomás baja y una menor capacidad deadsorber el agua. La arcilla kaolinitapuede dispersarse en los fluidos deperforación base agua.

Los tipos de arcilla presentes en una

...algunas capascontienen ionesintercambiablesy aguamientras queotras capasestán“aplastadas”,con átomos depotasio entrelas capas.


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formación rocosa son analizadosmediante un análisis de difracción porrayos X. La XRD mide el espaciamientoentre los planos de los átomos en unasubstancia cristalina. Para los tipos

comunes de arcilla, la siguiente tablaindica el espesor de las capas unitariasen Angstroms (Å o 10-8 cm):

Cabe notar que el espesor de capa delas arcillas esmectita depende del tipode ion. Uno de los métodos clásicosusados para identificar la esmectitacuando hay dudas sobre su existenciaconsiste en tratar la arcilla conetilenglicol y determinar si elespaciamiento aumenta hasta 17 Å.

Referirse al capítulo sobre Química deArcillas para más información sobre losmecanismos relacionados con elintercambio de bases y el hinchamientoo la dispersión de la arcilla.

Espesor de Capa

Arcilla (Å)

Na-esmectita 12

K-esmectita 12

Ca-esmectita 14

Esmectita tratada con etilenglicol 17

Clorita 14

Ilita 10

Kaolonita 7

Es importante entender la relaciónentre los esfuerzos de la tierra paraevaluar la inestabilidad del pozo. Lapresión de sobrecarga, la presión poraly los esfuerzos tectónicos, los cualesestán descritos a continuación,contribuyen a la inestabilidad queocurre cuando se perfora un pozo en elambiente subsuperficial.

PRESIÓN DE SOBRECARGA

La sobrecarga es el volumen y peso detodas las formaciones y todos losfluidos ubicados encima de unaformación determinada. El esfuerzototal impuesto por la sobrecarga a lacual una formación subsuperficial estásujeta se llama presión geostática,presión litostática o presión total desobrecarga (PO). Esta presión puede sercalculada de la siguiente manera:

PO = ρB x TVD

Donde: ρB = Densidad aparente de los

sedimentos TVD = Profundidad Vertical Total

La presión de sobrecarga (PO) es iguala la presión total del peso de lossedimentos (PS), más la presión delpeso de los fluidos (PF) que existenencima de una formación determinaday que deben ser soportadosmecánicamente por la formación, o seaPO = PS + PF. Para las unidades inglesas,la presión de sobrecarga puede sercalculada con la siguiente ecuación:

PO (psi) = 0,052 x ρB (lb/gal) x TVD (pies) Donde el factor de conversión de las

unidades 0,052 es 12 pulg./pie ÷ 231pulg.3/gal.

Las relaciones entre la presión y laprofundidad son comúnmenteconsideradas en términos de“gradiente”, el cual representa lapresión dividida por la profundidad. Elgradiente de presión de sobrecarga(POG) puede ser calculado de lasiguiente manera:

POG (psi/peis) = 0,052 x ρB (lb/gal)Como las densidades aparentes de los

sedimentos varían según la ubicación yla profundidad debido a lacompactación, se usa generalmenteuna densidad aparente de 144 lb/pie3

(19,25 lb/gal o SG 2,3) de manera queel gradiente geostático o de sobrecargasea de 1 psi/pie (0,23 kg/cm2/m).

Las densidades aparentes de lossedimentos pueden ser obtenidas conmayor precisión a partir de los registrosde densidad aparente. Los registros noestán siempre disponibles para estainformación, pero los gradientespueden ser calculados. El gradientegeostático medio trazado en relacióncon la profundidad para el Golfo deMéxico es más próximo a 0,83 psi/pie(~16 lb/gal) cerca de la superficie, y 1,0psi/pie (~20 lb/gal) cerca de 20.000pies. Si no se conoce el gradiente desobrecarga, suponer que es de 1,0psi/pie o usar el valor conocido delpozo de referencia más cercano.

Los Esfuerzos de la Tierra

Lasobrecarga esel volumen ypeso de todaslasformacionesy todos losfluidosubicadosencima deunaformacióndeterminada.



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PRESIÓN PORAL Y PRESIÓNINTERGRANULAR

La roca soporta la presión de sobrecargatotal de dos maneras. La primera esmediante la presión intergranular (PI),un esfuerzo matricial debido a la fuerzatransmitida mediante el contactomecánico de grano a grano. En segundolugar, cuando los sedimentos no estánsuficientemente compactados paraformar el contacto de grano a grano, lasobrecarga es soportada parcialmentepor la presión poral (PP), causando unapresión anormal. La presión poral es lapresión de los fluidos de la formación(agua, petróleo y gas) que debe serbalanceada con el peso del lodo. Por lotanto, la presión de sobrecarga total esigual a la suma de la presiónintergranular y la presión poral, o sea PO= PI + PP (ver la Figura 1). Dela misma manera que los gradientes dedensidad varían debido a lacompactación, los gradientes de presiónporal normal varían debido a lasalinidad de las aguas de la formación.De acuerdo con la Tabla 4, para unasalinidad y densidad determinada, lapresión poral normal puede sercalculada de la siguiente manera:

PP (psi) = 0,052 x densidad del fluidoporal (lb/gal) x TVD (pies)

En general se considera que ungradiente de presión poral normal esde 0,465 psi/pie. Cuando la presiónporal es mayor que la presiónhidrostática teórica para una TVDdeterminada, la formación es anormalo geopresurizada. Las condiciones depresión anormal resultan de algúntipo de sello geológico que causa elentrampamiento de los fluidos y gases

de la formación, impidiendo queéstos se filtren hacia zonas menosprofundas a medida que la masa de lasobrecarga aumenta. Los sellospueden componerse de lutitas densas,caliza, dolomita, sal u otrasformaciones impermeables.

Los tres tipos de presión – presiónde sobrecarga, intergranular y poral –presentan analogías con una torre deagua. La sobrecarga sería el peso totalque actúa sobre la base de la torre deagua, el peso del agua más el peso dela torre propiamente dicha. La presiónintergranular sería el peso de laestructura que actúa a través de laarmadura de la estructura. La presiónporal sería la presión hidrostática delagua.

Figura 1: Perfil típico de presión de sobrecarga, Golfode México.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

200 5 10 15 20


Prof

un

dida

d (p

ie x

1.0

00) Presión

poral norm

al (0,465 psi/pieP

O – Presión de sobrecarga (1 psi/pie)

PI – Presión

intergranular

Presión poral an

ormal

Densidad Media del Gradiente de Presión Región Fluido Poral (lb/gal) poral (psi/ft)

Texas Occidental 8,33 0,433

Golfo de México 8,95 0,465

Mar del Norte 8,70 0,452

Malasia 8,50 0,442

Delta de Mackenzie 8,50 0,442

África Occidental 8,50 0,442

Cuenca de Anacardo 8,33 0,433

Montañas Rocosas 8,39 0,436

California 8,45 0,439

Tabla 4: Gradientes de presión poral para varias regiones.

...la presióndesobrecargatotal es iguala la suma dela presiónintergranulary la presiónporal...

Lascondicionesde presiónanormalresultan dealgún tipo desellogeológico...


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ORIENTACIÓN DE LOS ESFUERZOS

La sobrecarga ejerce un esfuerzo verticalcontra la formación, resultando en unesfuerzo horizontal hacia afuera, segúnlas propiedades mecánicas de la roca.Los esfuerzos subsuperficiales sedescomponen en la orientación(dirección) de los planostridimensionales de los tres esfuerzosprincipales, siendo cada unoperpendicular a los otros (ver la Figura2). Estos son (1) el esfuerzo principalmáximo (σMAX), (2) el esfuerzo principalintermedio (σINT) y (3) el esfuerzoprincipal mínimo (σMIN).

El gradiente de fractura esbásicamente igual al esfuerzo principalmínimo. En un ambiente no sometidoa esfuerzos tectónicos, el esfuerzomáximo está orientado en la direcciónvertical (σZ), debido a la sobrecarga, ylos esfuerzos principales intermedio ymínimo (σX y σY) están orientados en elplano horizontal y son iguales.

Cuando se desvía un pozo de lavertical, estos esfuerzos tienden a hacerque el pozo sea menos estable y serequiere generalmente un mayor pesodel lodo. Para evaluar el esfuerzo en unpozo desviado, resulta útil descomponerlos esfuerzos principales en otraorientación, de manera que esténorientados radial (σR), tangencial (σT) yaxialmente (σA) a la trayectoria delpozo, de la manera ilustrada en laFigura 3.

Utilizando esta orientación, laestabilidad mecánica de la formaciónpuede ser calculada para un conjuntodeterminado de condiciones, usando elprograma de computadora de M-I paralos esfuerzos. De la manera ilustrada enla Figura 4, se puede trazar el efecto de lapresión hidrostática sobre el esfuerzodiferencial total (tangencial menosradial) de la roca. Se muestran variosángulos radiales alrededor del pozo, deun lado (a 0º) hasta el fondo (a 90º) yluego hasta el otro lado (a 180º). Si elesfuerzo diferencial es inferior a laresistencia a la tensión de la roca(indicada por un número negativo), se

σZ

σY

σX

Z

Y

X

Figura 2: Orientación de los esfuerzos principales

Figura 3: Orientación de los esfuerzos, pozo desviado.

σR

Radial

σT

σA

Axial

Tangencial

El gradientede fracturaesbásicamenteigual alesfuerzomínimoprincipal.



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producirá una rotura o fractura causadapor la tensión. Si el peso del lodo esinferior al gradiente de fractura, lafractura o rotura cesará cerca del pozo. Siel peso del lodo excede el gradiente defractura, se producirá una pérdida decirculación. Si el esfuerzo diferencial esmayor que la resistencia a la compresiónde la roca, se producirá una fisuración ycolapso del pozo o una intrusiónplástica (sal).

Una vez terminado este análisis, sepuede calcular un rango de pesos delodo seguros para la operación condiferentes ángulos de pozo y presionesporales, a medida que se perfora el pozo.La ventana de operación estableresultante para los pesos de lodo seráconsiderablemente más pequeña quecuando el pozo es vertical, como loilustra la Figura 5.

FUERZAS TECTÓNICASLos esfuerzos tectónicos son esfuerzos

que deforman los materiales rocosos enla naturaleza. El contacto regional y losmovimientos de las placas de la cortezade la tierra y otras fuerzas geológicascausan estos esfuerzos. Las fuerzastectónicas hacen que los dos esfuerzoshorizontales tengan diferentes valores.Los plegamientos y las fallas resultan delos esfuerzos tectónicos. El esfuerzotectónico de compresión causaráproblemas debido a la compresión quecausa la fisuración de las rocas frágilesdentro del pozo o formaciones plásticascomo la sal, comprimiendo el pozohasta que se cierre. El esfuerzo tectónico

de tensión causará problemas cuandolas formaciones se fracturan debido a latensión, resultando en la pérdida decirculación.

Las regiones montañosas de uncinturón de plegamiento son formadaspor el esfuerzo tectónico de compresiónregional. Un cinturón de plegamientose compone de anticlinales y sinclinalesformados por la compresión tectónica(esfuerzo máximo) en la direcciónperpendicular a los ejes del plegamiento(o placas de la corteza en colisión). Elesfuerzo máximo y el esfuerzo mínimoestán generalmente en el planohorizontal, mientras que el esfuerzointermedia es principalmente vertical.

Los esfuerzos tectónicos de tensiónson responsables del fallamiento en lasregiones montañosas con cuenca ycordillera. El esfuerzo horizontalmínimo es perpendicular a las trazas defalla (o placas de la corteza enretroceso), mientras que el esfuerzoprincipal intermedio es paralelo a las

Figura 4: Esfuerzo diferencial, pozo desviado.

8,000

6,000

4,000

2,000

0

0 30 60 90 120 150 180Lado Tope Lado

FondoÁngulo Radial

Pres

ión

(ps

i)

Resistencia a la compresión

Resistencia a la tensión

Esfuerzo diferencial

Figura 5: Rango estable de peso de lodo.

5

6

7

8

9

100 5 10 15 20 25

Peso de Lodo (lb/gal)

Prof

un

dida

d (f

t x

1,00

0)

PozoVertical

PozoHorizontal

Colapso

Fractura

Los esfuerzostectónicosson esfuerzosquedeforman losmaterialesrocosos en lanaturaleza.

60 Ángulo14,0 Peso del lodo10.000 Profundidad9.000 Sx9.000 Sy10.000 Szz6.000 Compresión100 Tensión0 Azimut


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trazas de falla, con el esfuerzo principalmáximo en la dirección vertical.

Los esfuerzos cerca de las estructurasde sal, como los domos y los mantos desal, son modificados por la intrusión ymigración hacia arriba de la sal a travésde la roca. Es difícil evaluar la maneraen que las estructuras de sal modificanel campo de esfuerzos in-situ. Altos

pesos de lodo son generalmenterequeridos para proporcionar un pozoestable. Los problemas de pérdida decirculación y control de pozo ocurrenfrecuentemente en estos ambientescomplejos, porque las estructurascercanas tienen una resistencia muybaja a la fractura.

La falla del pozo que se debe alesfuerzo mecánico suele ser causadapor una de dos situaciones. Primero, elpeso del lodo es demasiado alto,provocando una fractura (roca bajotensión) que causa la pérdida decirculación. Segundo, el peso del lodoes demasiado bajo, causando elderrumbe (fisuración) o colapso (rocabajo compresión) de la roca, de lamanera ilustrada en la Figura 6. Laabrasión mecánica y el impacto de lacolumna de perforación tambiénpueden causar el ensanchamiento delpozo y producir la inestabilidad de las

rocas frágiles.

ROTURA-FRACTURACIÓN CAUSADA PORLA TENSIÓN

Las rocas tienen bajas resistencias a latensión. En realidad, las formacionesde arena no consolidada o fracturadastienen una resistencia a la tensiónigual a cero. Las areniscas suelen teneruna resistencia a la tensión más bajaque la lutita. Las rocas duras puedentener resistencias a la tensión de 300a 600 psi. Normalmente se aumenta elpeso del lodo para controlar el flujo degas y líquidos dentro del pozo,

Rotura por Esfuerzo Mecánico

Figura 6: Inestabilidades mecánicas del pozo (según Bradley).

Rotura causada Pérdida depor la tensión { circulación

Ensanchamientodel pozo

Roturacausada porla compresión

Reducción deltamaño del

pozo

Fracturación

Rotura por fragilidad

Flujo plástico

Presión delfluido de

perforación

Lutita

Sal

...lasformacionesde arena noconsolidadaofracturadastienen unaresistencia ala tensiónigual a cero.



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manteniendo una presión hidrostáticaligeramente más alta que la presiónporal. Si la presión del lodo excede elgradiente de presión de la roca, unafractura comienza a formarse,causando la pérdida de circulación. Lafractura estará orientada en un planoparalelo a la dirección del esfuerzoprincipal máximo y perpendicular alesfuerzo mínimo, resultandogeneralmente en la abertura de unafractura vertical hacia el esfuerzoprincipal más pequeño. Lafracturación y la pérdida decirculación tienen un efectoperjudicial sobre la integridad yestabilidad del pozo, especialmente enlas formaciones medianamente durasa duras.

Hay una corriente de opinión queconsidera que algunas lutitas“blandas” y “gumbos” de altocontenido de agua pueden deformarseplásticamente, causando un aumentoen el tamaño y volumen del pozo(hinchamiento). Según la teoría dehinchamiento, si el peso del lodo esexcesivo, el pozo puede ensancharse(hincharse) y aprisionar la presión dela misma manera que un recipiente apresión. A su vez, esta situación puedeproducir indicaciones de un amago ypermitir que el lodo regrese a lasuperficie sin que los fluidos de laformación fluyan dentro del pozo.Este concepto es algo controvertido ymal entendido. No queda claro si lossíntomas de hinchamiento soncausados por la abertura y el cierre delas fracturas o por la deformaciónplástica del pozo. En cualquier caso,las situaciones de control de pozodeben ser tratadas de la manera mássegura posible.

ROTURA/COLAPSO CAUSADO POR LACOMPRESIÓN O FLUJO PLÁSTICOLas rocas tienen resistencias a lacompresión que varían generalmentede 4.000 a 15.000 psi. Si el peso dellodo no es suficiente para balanceareste esfuerzo máximo admisible de laroca, uno de dos mecanismos derotura puede entrar en juego:1. Ensanchamiento del pozo debido a

la fisuración o al colapso en lasrocas frágiles.

2. Deformación del pozo y pozoreducido debido al flujo plástico enlas formaciones plásticas como lasal, causando la compresión delpozo hasta que se cierre.

Las lutitas sometidas a esfuerzos y laslutitas presurizadas son dos problemasespeciales de estabilidad del pozo queocurren porque el peso del lodo no essuficiente para satisfacer las resistenciasa la compresión. Como no se puedenidentificar fácilmente con un aumentode gas, la necesidad de usar pesos delodo más alto es más difícil deidentificar. Cuando surgen estos tiposde problemas relacionados con la lutita,se observa una mayor cantidad defragmentos de derrumbes en la zaranda.Un cambio del tamaño y de la forma delos fragmentos de derrumbes (másgrandes y más astillosos o angulares)suele acompañar el aumento delvolumen. Muchos términos son usadospara describir la rotura de la lutitacausada por la compresión, incluyendodesmoronamiento, derrumbe,desprendimiento y fisuración. Estosfragmentos de lutita son generalmentemás grandes que los recortes, tienenuna forma angular o astillosa y puedentener un aspecto cóncavo.

Si la presióndel lodoexcede elgradiente depresión de laroca, unafracturacomienza aformarse...


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LUTITAS SOMETIDAS A ESFUERZOSLos pesos del lodo son generalmenteaumentados para controlar el flujo degas y líquidos dentro del pozo. Si laformación está sometida a esfuerzosdebido a las fuerzas tectónicas, el pesodel lodo puede ser necesario paraevitar la inestabilidad del pozo.

La lutita de este tipo se puede definircomo una lutita que no se hidratamucho pero que se derrumba en elpozo al ser penetrada. Estas lutitas sonencontradas en regiones donde se hanproducido movimientos diastróficos otectónicos (el proceso mediante el cualla corteza terrestre se deforma,produciendo continentes, océanos,montañas, etc.). Las lutitas puedenestar muy inclinadas en relación con elplano horizontal, en planos deestratificación de fuerte buzamiento.Las formaciones pueden estarsometidas a unas fuerzas que, una vezreducidas, pueden causar la caída de lalutita dentro del pozo. El problemapuede ser agravado si los planos deestratificación son humectados poragua o aceite, de la manera descritamás adelante. Las lutitas de Atoka ySpringer del continente medioconstituyen ejemplos de este tipo delutita.

Los esfuerzos de la formacióncausados por el movimientodiastrófico o el esfuerzo tectónicohacen que estas lutitas seanvulnerables al derrumbe. Además, elmaterial natural que cementa estaslutitas puede ser relativamente débil.

Algunas lutitas sometidas a esfuerzosnunca pueden ser totalmentecontroladas por el peso del lodo,porque problemas de pérdida decirculación (y otros) puedenproducirse. Para estas situaciones, partede la lutita siempre tendrá tendencia aderrumbarse dentro del pozo.Ocasionalmente, el mejor métodoconsiste en tratar el problema desde elpunto de vista sintomático, mejorandola limpieza del pozo y tratando detolerar el problema sin permitir que seproduzca cualquier problema grave deperforación.

Para mejorar la limpieza del pozo, sedebe usar un sistema de lodo que

disminuye considerablemente suviscosidad con el esfuerzo de corte conun valor “n” bajo y altos esfuerzosfrágiles de gel, además de mantenerbuenas características del revoque y unfiltrado bajo. El valor “n” bajo ayudaráa impedir el derrumbe causado por losesfuerzos al mantener un perfil de flujohidrodinámico, y ayudará a limpiar elpozo. Los altos esfuerzos de gelsuspenderán la lutita que se derrumbacuando la columna de perforación estáfuera del pozo. Esto impedirá que lalutita caiga dentro del pozo y cree unpuente. En esta situación, serágeneralmente mejor no lavar y escariarla sección problemática a menos quesea absolutamente necesario. Cuandose deja el intervalo sin perturbar, ellodo gelificado y los derrumbessuspendidos permanecerán estáticos enlos intervalos ensanchados. Una vezperturbadas, estas zonas plantean unmayor problema que puede persistirpor mucho tiempo.

Problemas inusitados deinestabilidad del pozo pueden aparecerdurante la perforación en regionestectónicamente activas. Las respuestasoperacionales habituales pueden sertotalmente inapropiadas si no se lograun buen entendimiento delmecanismo físico de la deterioracióndel pozo. Durante la perforación enzonas que demuestran condicionestectónicas insólitas, el enfoque típicoque consiste en determinar los pesosdel lodo y los gradientes de presióndebe ser modificado para tomar encuenta más criterios mecánicos, y nodebería basarse en indicaciones depresión poral, tal como el lodo cortadopor gas. Además, puede que seanecesario desarrollar una manera detolerar cierta inestabilidad, en vez detratar de resolver totalmente lacondición.

Las experiencias acumuladas endichas zonas han producido lassiguientes observaciones:• La inestabilidad tectónica es

estrictamente mecánica y no estárelacionada con lasincompatibilidades químicas, nipuede ser resuelta por éstas.

• La inestabilidad mecánica está

Los pesos dellodo songeneralmenteaumentadosparacontrolar elflujo de gas ylíquidosdentro delpozo.



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relacionada con la rotura de lasformaciones débiles que suelen estarfracturadas o falladas, causada porlos esfuerzos.

• La fracturación causa la pérdida decirculación y la inestabilidad delpozo cuando las presiones del lodose acercan a la magnitud del esfuerzomínimo.

• La rotura y el colapso del pozoocurrirán cuando las presiones delodo son demasiado bajas paramantener la roca por debajo de suresistencia a la compresión.

• La orientación de la trayectoria delpozo en relación con las fuerzastectónicas puede ayudar a reducir losproblemas.

• La transmisión de presión y lainvasión de lodo fuera del pozotienden a desestabilizar el pozo.

• Malas prácticas de perforaciónpueden contribuir a ladesestabilización del pozo, mientrasque buenas prácticas de perforaciónpueden ayudar a tolerar ciertainestabilidad.

• Buenas comunicaciones y el trabajoen equipo son elementos críticospara obtener soluciones rentables yoportunas.

Algunas recomendaciones incluyen:• Monitorear las condiciones del pozo

y la zaranda para señales deinestabilidad y la necesidad demejorar la limpieza del pozo parareducir los síntomas de lainestabilidad (relleno y puentes).

• Usar técnicas de perforación rápidaspero suaves para reducir el tiempode exposición y minimizar lasperturbaciones mecánicas.

• Seleccionar profundidades de latubería de revestimiento quepermitan aislar los intervalosproblemáticos.

• Minimizar el ensanchamiento parareducir las perturbacionesmecánicas, a menos que seaabsolutamente necesario.

Las diferencias térmicas entre elflujo de lodo frío y la formacióncaliente también pueden causaresfuerzos sobre el pozo y lainestabilidad del pozo. Este problema

no es común, pero debería serconsiderado al evaluar la rotura delpozo en pozos de alta temperatura.

LUTITAS PRESURIZADAS

Los pesos del lodo son generalmenteaumentados para controlar el flujo degas y líquidos dentro del pozo. Si laformación es impermeable, sin quehaya ninguna formación permeableadyacente, tal como un cuerpo masivode lutita o sal, puede que sea difícilidentificar algún aumento de lapresión debido a la ausencia de gas defondo/conexión o al influjo de fluidosporales.

Las lutitas problemáticas relacionadascon las geopresiones suelen limitarsegeográficamente a zonas de geologíamás reciente, generalmente post-cretáceas. Las lutitas de este tipo sonnormalmente masivas, pero nohomogéneas. En general, éstas sonlutitas marinas y constituyenprobablemente las capas fuente para elpetróleo y el gas. La existencia depresión en los cuerpos de lutita puedeser explicada desde un punto de vistalógico. Durante el tiempo geológico, loscambios de nivel del mar, tales comolos que se produjeron durante losperiodos glacial e interglacial, puedenexplicar la deposición localizada desedimentos externos en grandescuencas sedimentarias. Dichos cambiosde clima serían suficientes parapermitir el desarrollo de barras arenosascerca del litoral, las cuales, más tarde enel tiempo geológico, podríanconvertirse en lentes de arena aisladas ypermeables, en una lutita que por lodemás sería masiva.

Durante la evolución del tiempogeológico, los limos y las lutitas secomprimen y se compactan debido a lamasa cada vez más grande de lasobrecarga. Durante el proceso decompactación, los fluidos contenidosdentro de la lutita son exprimidos fuerade ésta y dentro de lentes de arena másporosas y permeables, y no secomprimen ni se compactan de ningúnmodo. Por lo tanto, todos los fluidosque entran en dichas lentes quedanatrapados y están completamenteaislados por la lutita circundante, de lamanera ilustrada en la Figura 7.

Latransmisiónde presión y la invasiónde lodo fueradel pozotienden adesestabilizarel pozo.


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Durante el paso del tiempo geológico,el espacio poral debería llenarsecompletamente, y el fluido atrapadopodría alcanzar una presión igual a lapresión de sobrecarga.

Puede que no se observe ningunaindicación de alta presión o flujo de gaso líquidos dentro del pozo si no hayninguna formación permeable. Engeneral no se aumenta el peso del lodoa menos que haya alguna indicación deun aumento de la presión, resultandoen que la presión hidrostática de lacolumna de lodo sea mucho más bajaque la presión de la lutita presurizada.Esta diferencia de presiones tratará dereducirse por sí misma según latrayectoria que ofrezca la menorresistencia. Se piensa que esto ocurriráa lo largo de los planos deestratificación que separan la arena dela lutita, causando la descomposiciónde la lutita en escamas y susubsiguiente caída dentro del pozo. Laslutitas debilitadas de esta maneraseguirán derrumbándose hasta que seaumente el peso del lodo hasta que elcabezal hidrostático compense lapresión de las lutitas.

En realidad, otras lutitas presurizadaspueden contener gas. Éstas songeneralmente llamadas lutitas gasíferaso formaciones de gas de altapresión/bajo volumen. Puede que la

estabilidad del pozo no estéperjudicada, según la resistencia de laroca, y la causa del problema serádeterminada claramente por el lodocortado por gas. Puede que no seanecesario aumentar el peso del lodohasta que todo el gas de la lutita quedeconfinado, ya que esto ha producido lapérdida de circulación, sino solamentehasta que la formación no estéfallando.

La resolución de este problema delutita causado por la presión esrelativamente simple, i.e. aumentar elpeso del lodo para crear una presiónhidrostática suficiente para confinar lapresión de la formación. Además deaumentar la densidad, otras prácticaspueden ayudar a controlar elproblema, minimizando cualquierreducción adicional de la presiónhidrostática: (1) Mantener el pozolleno de lodo al sacar la tubería. Estomantiene la presión hidrostática alnivel más alto posible en todomomento. (2) La baja viscosidad y losbajos esfuerzos de gel del lodocontribuirán a la prevención delpistoneo. Los revoques más finosobtenidos con una filtración más bajatambién permitirán evitar el pistoneodel pozo. (3) Sacar lentamente latubería a través de la sección que estáocasionando el problema.

La compactación exprime los fluidos fuerade las lutitas y dentro de formacionespermeables, resultando en presiones de laformación que son iguales o se acercan a lapresión de sobrecarga (PO).

PO

Presión hidrostática del lodo (Pm) menos presión de la formación (Pf).

PO

Pf Pf

Pm

Figura 7: Lutita presurizada.

En realidad,otras lutitaspresurizadaspuedencontener gas.



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FLUJO PLÁSTICO

La deformación del pozo y condicionesde pozo reducido pueden ocurrir enrocas plásticas como la sal. La sal es unmaterial que fluye (repta) bajo presión yentra en el pozo, causando condicionesde pozo reducido o posiblementecerrando el pozo o causando lapegadura de la tubería de perforación.La sal es dúctil y transmite la mayoríade la sobrecarga en las direccioneshorizontales, de manera que los tresesfuerzos sean iguales. La sal es másplástica a temperaturas elevadas,superiores a 225ºF (107ºC). La reptaciónde la sal causa mayores problemas enformaciones de sal profundas ubicadaspor debajo de 10.000 pies. La Figura 8indica el peso de lodo requerido paracontrolar el flujo plástico de sal parauna profundidad y temperaturadeterminada.

En muchas partes del mundo, lasformaciones de sal son perforadas conpesos de lodo más bajos que losrequeridos para impedir la reptación dela sal, pero con lodos subsaturados desal que permiten la disolución paraimpedir condiciones de pozo reducido.Esto tiene mayor aplicación enformaciones de sal poco profundas aintermedias con temperaturas inferioresa 225ºF (107ºC).

Las lutitas “blandas” y los gumbos dealto contenido de agua también

pueden deformarse plásticamentedebido al peso de lodo insuficiente,causando condiciones de pozoreducido y el pistoneo durante losviajes. Aunque las condiciones de pozoreducido sean generalmente afectadaspor una combinación de factores talescomo el hinchamiento y el espesor delrevoque, el aumento del peso del lodosuele reducir las condiciones de pozoreducido y los síntomas de pistoneo enlas formaciones de lutitas blandas y degumbo.

Figura 8: Peso de lodo requerido para controlar lareptación de la sal (<0,1% por hora).

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Prof

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LUTITA SENSIBLE AL AGUALa inestabilidad y el ensanchamientodel pozo también son afectados por laquímica del fluido de perforación baseagua y su efecto sobre la lutita.Numerosos sistemas de clasificaciónhan sido creados para tratar de clasificarlas lutitas de acuerdo con sureactividad. Estos sistemas suelenatribuir una letra o un número a cadacategoría de lutita de acuerdo con sureactividad. La mayoría de las veces, laslutitas sensibles al agua o hidratablescontienen altas concentraciones dearcilla montmorillonita. Por lo tanto,los sistemas de clasificación suelen usarel contenido de montmorillonita comomedida principal de la reactividad conlos lodos base agua. Otras medidas

útiles son la CEC, el contenido total dearcilla, el contenido de agua, lasuperficie y la dureza. Incluso las lutitasque contienen arcillas que se hidratanmenos – como las lutitas de tipo ilita,clorita o kaolinita – son afectadas encierta medida por la interacción con laquímica del lodo base agua. M-I no usaun solo sistema de clasificación delutitas, porque ningún sistema enparticular ha demostrado ser aplicableuniversalmente en todas las regionesdel mundo.

La hidratación por el agua es una delas causas más importantes de lainestabilidad del pozo. La hidrataciónpuede ocurrir de dos maneras en laslutitas sensibles al agua: adsorciónsuperficial y osmótica. La hidratación

Interacciones Químicas

Ladeformacióndel pozo ycondicionesde pozoreducidopuedenocurrir enrocasplásticascomo la sal.

Lahidrataciónpor el aguaes una de lascausas másimportantesde lainestabilidaddel pozo.


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superficial ocurre cuando un pequeñovolumen de agua se adsorbefuertemente en las superficies planas delas arcillas, lo cual causa pocoablandamiento o hinchamiento, peropuede producir esfuerzos excesivos si elhinchamiento está confinado. Elhinchamiento osmótico ocurre cuandoun gran volumen de agua débilmenteretenida es atraído por las superficies dearcilla por las fuerzas electrostáticas. Elhinchamiento osmótico causa elablandamiento y un hinchamientoconsiderable, a medida que las capas dearcilla adyacentes hidratan el agua y seexpanden. El hinchamiento osmóticono genera esfuerzos excesivos, inclusocuando está confinado, y puede serreducido considerablemente si se usaun lodo salado de baja actividad.

Las lutitas que contienenmontmorillonita pueden adsorber aguadel fluido de perforación e hidratarse odispersarse. La rotura se producegeneralmente mediante la constriccióndel pozo a partir de una zona hinchadaablandada o mediante la fisuración defragmentos relativamente firmes. Laadsorción e hidratación osmóticaablandará e hincharán el pozo expuestoen las lutitas blandas y dispersibles,causando un pozo reducido yaumentando el potencial de dispersión.La rotura por fragilidad de fragmentosrelativamente firmes ocurre con fluidossaturados de sal en lutitas blandas ydispersibles, y otras lutitas “frágiles”,más rígidas y más antiguas, en lodosbase agua no saturados. En las lutitasmás antiguas y más rígidas, lahidratación superficial produce unaumento del esfuerzo cerca del pozo(debido al esfuerzo interno delhinchamiento confinado), causandoderrumbes y desprendimientos firmes,frágiles y angulares. Parece ser que elagua penetra en estas lutitas a través delíneas de fractura preexistentesparcialmente cementadas. Esto resultaen un gran esfuerzo interno producidopor el hinchamiento superficial,causando la rotura de la roca a lo largode las líneas de fractura.

Las pruebas de permeabilidad indicanque las lutitas son relativamenteimpermeables. Los iones entran en laslutitas para causar la deshidratación o lahidratación mediante acción capilar,ósmosis o invasión de los planos de

estratificación. Por lo tanto, laalteración es producida por unatransferencia de agua del lodo dentro dela lutita o del agua de la lutita dentrodel lodo. La lutita se vuelve inestablecuando es alterada de cualquier manera,ya sea por hidratación o deshidratación.Es importante impedir la transferenciade agua entre el fluido de perforación yla lutita que puede causar la alteraciónde la lutita. Esto se puede lograrbalanceando la actividad(concentración iónica) del lodo con laactividad de la lutita.

Los lodos base aceite y sintético sonmuy eficaces para estabilizar los pozosperforados en lutitas sensibles al agua.Primero, estos lodos humectan lasformaciones expuestas con aceite osintético, impidiendo la interacción concualquier cantidad de agua. En segundolugar, estos lodos suelen incorporarsalmuera de cloruro de calcioemulsionada de baja actividad paralograr una actividad balanceada. Porrazones ambientales, se han usado otrosmateriales sin cloruros en lugar delcloruro de calcio para balancear laactividad. Estos sistemas no acuosos nopenetran tan fácilmente en la red degarganta de poro de la lutita como losfluidos base agua, debido a la tensiónsuperficial de la lutita humectada poragua.

Un fluido de perforación ideal seríauno que no altere de ninguna manerala lutita. Muchos tipos diferentes defluidos han sido probados, tal como ellodo cálcico, lodo yeso, lodo de clorurode calcio, lodo de silicato, lodo depotasio, lodo de nitrato de calcio, lodosalado, lodo de agente tensioactivo,lodo de lignosulfonato, lodo depolímero de PoliacrilamidaParcialmente Hidrolizada (PHPA), lodode polímero catiónico, y lodo baseaceite. Ninguno de estos fluidos ha sidototalmente satisfactorio por sí mismoen todos los casos. Un lodo puede serligeramente más eficaz que otro a travésde una sección de lutita determinada,pero lo contrario puede aplicar en otrazona. Desde el punto de vista del éxitoglobal, los sistemas de polímeros a basede potasio y los sistemas base aceite osintético han sido los más eficaces paralas lutitas problemáticas de este tipo.

Todos los tipos de ambientesquímicos fueron probados para

La lutita sevuelveinestablecuando esalterada decualquiermanera...



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controlar las lutitas problemáticas. Lateoría fundamental consiste en impedirque las lutitas se hidraten. En esterespecto, los lodos que tienen un altocontenido de electrólitos songeneralmente usados porque puedenreducir considerablemente lahidratación. Otra teoría supone laconversión de la lutita y arcilla enminerales menos reactivos con unintercambio de base de un ion (talcomo el calcio o potasio) para loscationes existentes entre las capas en laarcilla, generalmente el sodio, paraeliminar la hidratación.

Los sistemas (como POLY-PLUS®) depolímeros de potasio (o sal) son taneficaces porque atacan el mecanismo dehidratación de la lutita de variasmaneras. Con los sistemas de potasio, elintercambio de bases entre el potasio ylos cationes de arcilla entre capasconvierte la lutita y la arcilla a unestado menos reactivo. En los sistemasde sal, la baja actividad reduce elhinchamiento osmótico y limita elablandamiento. En concentracionessuficientes, los polímeros actúan pararecubrir las lutitas y los recortesexpuestos, “encapsulándolos” con unacapa ligada de polímero. Esto limita lacapacidad del agua para interactuar conla lutita e impide que los recortes sedispersen. Los polímeros tambiénaumentan la viscosidad de filtrado delfluido, de tal manera que latransferencia de agua será más lenta.

Es importante entender que las lutitastienen alguna permeabilidad, aunquesea muy baja. La permeabilidad es delorden de un microdarcy o menos conrespecto al agua, y aún menos conrespecto a los fluidos base aceite ysintético, debido a la tensión superficialde las lutitas humectadas por agua. Elhecho de limitar cualquier forma deinteracción del agua con las lutitassensibles al agua tiene una ventajaapreciable. La composición del lodopuede ser modificada para mejorar lainhibición, además del intercambio decationes con el calcio o el potasio, paracambiar la naturaleza de la lutita y delos recortes expuestos. Los polímerostienen tendencia a ayudar al recubrir laslutitas y los recortes expuestos,reduciendo la velocidad de lainteracción con el agua. Los polímeros

también proporcionan filtrados viscososque reducen aún más la capacidad delfiltrado para penetrar en los microporosde la lutita. Además, los materialesinsolubles en agua y los agentes detaponamiento pueden mejorarconsiderablemente la estabilidad delpozo. También reducen la invasión deagua en las lutitas al obturar losmicroporos. Estos materiales sonespecialmente eficaces en lutitas firmesque tienden a microfracturarse.

Estos aditivos incluyen:• Aceite y líquidos sintéticos no acuosos• Poliglicoles al “punto de turbiedad”

(GLYDRIL™).• Poliglicoles y lubricantes insolubles

(LUBE-100® y LUBE-167™).• Asfalto (STABIL HOLE®).• Gilsonita.• Mezclas de asfalto sulfonado

(ASPHASOL™). La experiencia también indica que

menos problemas ocurren cuando secontrola el filtrado a valores más bajos.Esto ha ayudado a mantener laestabilidad del pozo en muchos casos.La reducción del filtrado con aditivos depolímeros tales como el almidón, laCelulosa Polianiónica (PAC) y elpoliacrilato de sodio, aumenta laviscosidad del filtrado y reduce elinflujo de filtrado de lodo en la lutita.Sin embargo, es más difícil parar ycontrolar un problema creado por elhecho que se ha permitido unaexposición a una alta pérdida defiltrado.

Otro factor que afecta laestabilización de la lutita es el pH. Casitodos los lodos están controladosdentro de un rango alcalino, i.e. con unpH 7,0 o mayor. Al controlar el pH delfluido dentro del rango de 8,5 a 9,5, seobtiene una mejor estabilidad del pozocon un control adecuado de laspropiedades del lodo. Un pHanormalmente alto, como el que seobtiene con el lodo cálcico, no atenúa,sin que favorece los problemas enalgunas lutitas. Las presiones dentro delas lutitas y el buzamiento de lasformaciones complican aún más elproblema. Tres remedios fundamentalesexisten para resolver un problema deeste tipo en la lutita: (1) densidadsuficiente, (2) rango correcto de pH y(3) control del filtrado.

...lospolímerosactúan pararecubrir laslutitas y losrecortesexpuestos...

Otro factorque afecta laestabilizaciónde la lutita esel pH.


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PRUEBA DE LA LUTITAVarias pruebas de laboratorio estándisponibles para tratar de cuantificaresta interacción química entre varioslodos base agua y una lutita enparticular. Estas pruebas incluyen: • Clasificación de lutitas (CEC y

contenido de arcilla).• Prueba de inmersión visual.• Pruebas de hidratación (rendimiento).• Pruebas de dureza de los recortes.• Pruebas de succión capilar.• Pruebas de hinchamiento lineal.• Pruebas de dispersión.• Prueba de presión confinada.• Prueba triaxial.• Prueba de dureza de la lutita.

En lo que se refiere a la prueba decompatibilidad de la lutita, se advierteque estas pruebas sonconsiderablemente afectadas por laspropiedades del lodo, especialmente elfiltrado, la viscosidad del filtrado y laviscosidad del lodo. No se debería hacerninguna comparación entre dossistemas de lodo que tienen filtrados yviscosidades muy diferentes. Las dospruebas principales usadas por M-I sonla prueba de hinchamiento linealllamada “medidor de hinchamiento”(“swellmeter”) y las pruebas dedispersión rolado en caliente.

El medidor de hinchamiento usagranos de lutita reconstituidos,sumergidos en un fluido de perforación,y mide la velocidad y cantidad deexpansión lineal no confinada. El fluidode perforación más deseable produciríala menor cantidad de hinchamientolineal, el cual disminuiría rápidamentehasta una tasa de hinchamiento casinula. Este dispositivo de prueba puedecomparar simultáneamente variasformulaciones diferentes de fluidos. Losresultados se reportan como elporcentaje de hinchamiento a partir delespesor original y la tasa final dehinchamiento al final de la prueba. Losresultados típicos del medidor dehinchamiento varían de 20 a 150%. Lamayoría de las veces, el medidor de

hinchamiento es usado para evaluar losdiferentes niveles de inhibición de lassales u otros inhibidores iónicos (comoel calcio y el potasio). Este dispositivono es adecuado para tratar de evaluar elefecto de los agentes puenteantes comoel asfalto, la gilsonita y el asfaltosulfonado, o los polímerosencapsuladores como la PHPA y la PAC.

Las pruebas de dispersión usanfragmentos de lutita (o recortes) degranulometría determinada para medirla cantidad de dispersión que ocurrecuando estos fragmentos sonsumergidos en un fluido de perforacióny rolados en caliente por un periododeterminado. El tamaño de losfragmentos originales de lutita es másgrande que un tamaño de malla peromás pequeño que otro. Al final de laprueba, el volumen de recortes quesigue siendo retenido por el tamaño demalla más pequeño será medido yreportado como el porcentajerecuperado. La prueba de dispersión esexcelente para evaluar la eficacia de lospolímeros encapsuladores. Se trata deuna de las mejores pruebas para obteneruna indicación del sistema de lodo queserá más compatible con una lutita enparticular y del rendimiento real queeste sistema tendrá en el campo.

MINIMIZAR LAS INTERACCIONES DELLODO BASE AGUA CON LA LUTITA1. Usar el mejor sistema iónico inhibido

basándose en la mineralogía y laprueba de la lutita.

2. Usar los valores de filtrado más bajosposibles.

3. Usar un polímero encapsulador.4. Usar polímeros para aumentar la

viscosidad del filtrado a fin de reducirel filtrado.

5. Usar el pH más bajo posible para unsistema en particular.

6. Usar un aditivo líquido insoluble enagua para facilitar la obturación delos microporos de la lutita.

7. Usar un agente de taponamientodeformable como el asfalto o lagilsonita.

La mayoríade las veces,el medidor dehinchamientoes usado paraevaluar losdiferentesniveles deinhibición delas sales uotrosinhibidoresiónicos...



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DISOLUCIÓN DE LAS FORMACIONESSOLUBLES

Varias formaciones son un tantosolubles en el lodo base agua. Éstasincluyen las formaciones de sal y lossulfatos de calcio, el yeso y laanhidrita. La estabilidad del pozopuede quedar comprometida si sepermite que la formación soluble sederrumbe. Otros problemas puedensurgir, tal como la limpieza del pozo yla obtención de una cementaciónsatisfactoria. La solubilidad es unfenómeno complejo que es afectadopor la temperatura, la presión, lasalinidad y el pH. La sal es muy

soluble en un lodo base aguasubsaturado. Es importante limitar elensanchamiento del pozo en lasformaciones de sal móvil para lograruna buena cementación quemaximice la integridad y la resistenciaa las cargas concentradas para evitar elcolapso de la tubería de revestimiento.El yeso y la anhidrita se vuelven mássolubles a medida que la salinidadaumenta. Si no se puede lograr laestabilidad del pozo y obtener unpozo de calibre uniforme en una zonade yeso o anhidrita, será necesariousar un sistema de yeso o calcio a basede cal.

Las interacciones físicas tambiénpueden causar la inestabilidad del pozo.Éstas incluyen la erosión, la cual causael ensanchamiento del pozo, lahumectación a lo largo de fracturaspreexistentes y la invasión de fluido quecausa la transmisión de la presión. Unpozo es más estable cuando haysuficiente presión hidrostática para queel sobrebalance siga actuandoexactamente sobre el frente del pozo ycuando el esfuerzo máximo sobre elpozo es inferior a la resistencia de laformación. Por este motivo, esimportante mantener un pozo decalibre uniforme para minimizar laspérdidas de filtrado dentro de lasformaciones permeables. También esimportante usar agentes de obturacióno de taponamiento para impedir que lainvasión de fluido y la transmisión depresión ocurran radialmente haciaafuera del pozo.

EROSIÓN

La erosión es causada por la turbulenciadel fluido en las formaciones blandas.Las formaciones blandas que seerosionan fácilmente son las areniscasno consolidadas, las tizas blandas, y lasarcillas y lutitas más blandas. El flujoturbulento puede causar la erosión enlas formaciones más blandas. Sinembargo, la información reciente indicaque la alta velocidad de corte de latobera constituye la causa principal de

la erosión causada por el fluido. Lasaltas velocidades de corte de la toberason usadas para maximizar la velocidadde penetración, y esta característicapuede ser más importante que laerosión resultante del pozo. La cantidadde erosión que se producirá depende dela resistencia de la roca; algunasformaciones no serán afectadas. Se hademostrado que la erosión en las lutitasy las areniscas es más importante si lavelocidad de corte de la tobera es >100.000 seg-1. Al perforar arenas noconsolidadas, puede que sea necesariousar otras técnicas para limitar laerosión. En estas arenas, los lodosviscosos con características dedisminución de la viscosidad con elesfuerzo de corte y altos contenidos debentonita (para formar un buenrevoque) han producido los mejoresresultados.

HUMECTACIÓN, INVASIÓN DE FLUIDO YTRANSMISIÓN DE PRESIÓN

La humectación a lo largo de lasmicrofracturas preexistentes de lalutita, la invasión de fluido y lacompensación de la presión desobrebalance son factores quecomprometen la estabilidad del pozo

Como se mencionó anteriormente,una de las causas principales de lainestabilidad de la lutita es lahumectación por agua a lo largo de lasmicrofracturas de la lutita. Aunque estas

Interacciones Físicas

Lasolubilidades unfenómenocomplejo quees afectadopor latemperatura,la presión, lasalinidad yel pH.

Lasinteraccionesfísicas...incluyen laerosión,...lahumectacióna lo largo defracturaspreexistentesy la invasiónde fluido...


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lutitas no se ablanden ni sedescompongan cuando están encontacto con el agua, la invasión defiltrado o lodo creará debilidades en losplanos de estratificación y causarápartiduras y derrumbes. Para describiresta condición, se suele hablar defracturas tipo “páginas de libro” o“bordes deshilachados”. Aunque lainhibición química y el aumento delpeso del lodo puedan ayudar aminimizar el problema, estas accionesno son tan eficaces como el sellado de laformación con agentes de obturación ode taponamiento. Para controlar estaslutitas con mayor eficacia, se requieresellar la formación para protegerlacontra la invasión de fluido. Esto sepuede lograr controlando la filtración dealta presión, alta temperatura y lacalidad del revoque con polímeros, unaconcentración adecuada de bentonita, yusando materiales insolubles en agua yagentes obturantes de poros.

La invasión de fluido compensa lapresión de sobrebalance hacia afueradel pozo y tiene tendencia adesestabilizar la integridad del pozo.Esto ocurre tanto en una formaciónpermeable como la arenisca como enuna lutita relativamente impermeable.

Un revoque ideal ayuda a obtener unpozo estable. Para los lodos base agua,el uso de un aditivo insoluble paralimitar la filtración a través delrevoque en las areniscas y dentro delos microporos de las lutitashumectadas por agua ofrece unaventaja. El uso del filtrado bajoobtenido con un revoque de buenacalidad y polímeros combinados conun aditivo de obturación de poros,reducirá la invasión de fluido ylimitará la transmisión de presión.

Los aditivos más usados y máseficaces para este propósito son elasfalto, el asfalto sulfonado y lagilsonita. Los aditivos de obturación ytaponamiento de poros incluyen:• Aceite y líquidos sintéticos no

acuosos.• Poliglicoles al “punto de turbiedad”

(GLYDRIL).• Poliglicoles y lubricantes insolubles

(LUBE-100 y LUBE-167).• Asfalto (STABIL-HOLE).• Gilsonita.• Mezclas de asfalto sulfonado

(ASPHASOL).

Estos aditivos reducen aún más lainvasión de agua en las lutitas alobturar los microporos.

Las condiciones de perforaciónextremadamente difíciles hanproducido enfoques más sistemáticospara analizar las inestabilidades delpozo. Uno de estos enfoques (de Zausay Civolani) que el ingeniero de lodospuede usar como pauta, supone trespasos básicos:1. Monitorear y analizar el mecanismo

básico de rotura.2. Determinar y entender los factores

que rigen este mecanismo de rotura.3. Modelar el problema teniendo en

cuenta el impacto de los cambiospropuestos.

1. MONITOREAR Y ANALIZAR ELMECANISMO DE ROTURA

El monitoreo de los datos y sucesos enel equipo de perforación constituye elprimer paso del proceso e incluye:

• Adquisición, organización yprocesamiento de los datos deperforación. Los datos deperforación como la Velocidad dePenetración (ROP), las Revolucionespor Minuto (RPM), el Peso sobre laBarrena (WOB), el Conjunto deFondo (BHA), el torque, la sobre-tensión al Meter en el Pozo (TIH) ySalir del Pozo (POOH), el pistoneo ysuabeo, el caudal, el peso del lodo, lareología del lodo, etc., deberían seradquiridos, organizados y analizadoscontinuamente y comparados conlos síntomas de estabilidad del pozoque se están observando. Estoayudará a evaluar el rendimiento yestablecer las tendencias o cualquierdesviación, y a medir la eficacia delos tratamientos y cambios.

• Caracterización de la formación. Elprocedimiento estándar en las

Análisis en el Pozo

Un revoqueideal ayudaa obtener unpozo estable.



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operaciones de perforación consisteen aplicar los conocimientosadquiridos en pozos anteriores, a lospozos subsiguientes perforados enregiones geológicas similares. Lainvestigación de la inestabilidad delpozo requiere la evaluación de laslutitas durante el proceso deperforación. Como las pruebas de lalutita en el sitio del equipo deperforación están limitadas por losequipos y el tiempo disponibles, lamayoría de las evaluaciones sonrealizadas en un laboratorio provistodel equipo apropiado. Las pruebas delaboratorio son realizadas para evaluarel hinchamiento de la lutita, ladispersibilidad, la capacidad deintercambio catiónico, la capacidad dehidratación, el contenido coloidal, eltiempo de succión capilar, las pruebasde dureza de la lutita y laspropiedades de compatibilidad dellodo. Numerosos métodos han sidousados para realizar las pruebas en elequipo de perforación. Éstos incluyenpruebas tan simples como la mediciónde la lutita mediante la prueba de azulde metileno (CEC); mediciones de ladureza de la lutita; la prueba dedispersión rolado en caliente convarias formulaciones de lodo ydiferentes aditivos; y medicionesanalíticas complicadas de variaspropiedades de la arcilla. Esespecialmente importante tratar dedefinir el mecanismo de rotura:hinchamiento y ablandamiento ofisuración por fragilidad.

La información obtenida de estaspruebas, las observaciones actualesrealizadas en la zaranda y los datosdel registrador de lodo son usadospara evaluar el rendimiento del fluidode perforación, ajustar los parámetrosmecánicos de la perforación y tomardecisiones relacionadas con el diseñode la tubería de revestimiento. Lasprincipales opciones paracontrarrestar los problemasrelacionados con la lutita en el sitiodel equipo de perforación son lassiguientes:• Cambiar la densidad del fluido de

perforación.• Cambiar a un sistema base aceite o

base sintético.

• Cambiar a un lodo base agua másinhibidor.

• Reducir el filtrado a niveles muybajos y aumentar la viscosidad delfiltrado.

• Utilizar aditivos de obturación deporos, materiales insolublesemulsionados o agentes detaponamiento.

• Ajustar los parámetros mecánicosde la perforación.

• Evaluación y análisis de los síntomasde inestabilidad. Las señales de avisode inestabilidad, tal como lapresencia de derrumbes excesivos enlas zarandas para una ROPdeterminada, el relleno en lasconexiones, las dificultades sufridasal realizar los viajes, el torque, latubería pegada, etc., indican que hayalgún problema en el pozo. Se debeestimar y registrar la magnitud o elvolumen de roca que ha fallado conlos demás parámetros de perforación.Se debe registrar el número y laubicación de los incidentesespecíficos tales como la pegadura dela tubería, el relleno o elempaquetamiento, elensanchamiento y la nuevaperforación. Luego, toda estainformación puede ser organizada ycorrelacionada con el tiempo y laprofundidad para detectar laubicación y cuantificar la severidadde las secciones críticas en el pozo.

2. DETERMINAR Y ENTENDER ELMECANISMO DE ROTURA

Todos los parámetros monitoreados ytrazados son evaluados para identificarel mecanismo más probable que estácausando la inestabilidad. Lossíntomas más útiles que son usadospara indicar el mecanismo responsablede la inestabilidad del pozo son lossiguientes:• Análisis de derrumbes.• Dificultades al realizar los viajes.• Condiciones de perforación.• Análisis del sistema de lodo.• Condiciones in-situ.

Estos síntomas deberían serevaluados en base a un conocimientointerdisciplinario de las causas de lainestabilidad del pozo, para

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determinar el mecanismo de roturamás probable.

3. MODELAR Y CONSIDERAR LOSCAMBIOS PROPUESTOS

Una vez que los parámetros han sidoproducidos por los pasos de monitoreoy determinación, organizar y analizarestos datos para obtener solucionescualitativas y evaluar los cambiospropuestos. A este fin, un método eficazconsiste en usar un árbol de decisión oun organigrama para evaluar el posiblemecanismo de rotura e identificar losremedios más prometedores. Despuésde llegar a una solución propuesta, unamedida correctiva debería ser aplicada ylos resultados usados comoretroinformación en el método de árbolde decisión.

Un árbol de decisión u organigrama,como el que está ilustrado en la Figura9 para la evaluación de la causa dederrumbes excesivos, proporciona unatrayectoria lógica para la identificacióndel mecanismo y una solucióncualitativa.

El mantenimiento de la estabilidaddel pozo durante la perforación desecciones de lutita puede serespecialmente problemático. Solucionessimples no siempre están disponibles,pero las buenas prácticas deperforación, unidas a buenas prácticasde lodo, producen generalmenteresultados exitosos. El análisis de lasrelaciones entre los esfuerzos mecánicosy las reacciones a estos esfuerzos hacontribuido al desarrollo de requisitosapropiados de densidad para laestabilidad del pozo.

Figura 9: Árbol de decisión para derrumbes excesivos (de Zausa).

¿Presencia de Derrumbes?

Derrumbes = ¿Recortes? Mejorar la limpieza del pozo

Dureza de los derrumbes Producción continua dederrumbes?

Aumentar elpeso del lodo

Reducir el peso del lodo ymejorar el control de filtración Dureza de los derrumbes Litología de los derrumbes

Dureza de los derrumbesReducir el peso del lodo yreducir el caudal

Aumentar el peso del lodo yreducir el caudal

Controlar el caudalAumentar el pesodel lodoDureza de los derrumbesAumentar el peso del lodo y

adaptar la química del lodo

Controlar el caudal yaumentar cuidadosamente el

peso del lodoAumentar el peso del lodo

Reactividad de los derrumbes

Sí No

Blandos

Blandos

Duros Sí

Duros

Duros Blandos

Duros Blandos

Lutita

Alta Baja

Otra

Sí No

No

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Predicción de la Presión

Predicción de la Presión 17.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

17

Las formaciones muy presurizadas hancausado problemas graves deperforación y completación enprácticamente cada región del mundo.El hecho de que no se controlen estaspresiones altas puede causar un flujoincontrolado de los fluidos de laformación (reventón), que podríaresultar en pérdidas financierasenormes para el operador, la posiblecontaminación del medio ambiente, lapérdida de reservas petroleras y

condiciones potencialmente peligrosaspara los trabajadores.

Por lo tanto, es importante predecirestas presiones altas de la formaciónantes de perforar, de manera que sepueda diseñar una tubería derevestimiento y un programa decementación sin peligros. Durante laperforación, es imprescindible detectary controlar las presiones de manerasegura, tal como se describe en elcapítulo sobre Control de Presión.

Introducción

Las presiones subsuperficiales resultande las fuerzas gravitatorias que actúansobre las formaciones y los fluidossuprayacentes. Esto es similar a lo queocurre en la atmósfera, donde el pesoacumulado de la atmósfera hace quela presión de aire al nivel del mar seade aproximadamente 14,7 psi.Lógicamente, las masas de agua y lasformaciones subsuperficiales tienenun gradiente de presión más alto,debido a la mayor densidad delmaterial que las compone.

PRESIÓN DE SOBRECARGA

La sobrecarga es el volumen y el peso detodas las formaciones y todos los fluidosubicados encima de una formacióndeterminada. El esfuerzo total impuestopor la sobrecarga sobre una formaciónsubsuperficial se llama presión geostática,presión litostática o presión total desobrecarga (PO). Esta presión puede sercalculada de la siguiente manera:

PO = ρB x TVD

Donde:ρB = Densidad aparente combinada

de los sedimentos y losfluidos

TVD = Profundidad Vertical Total

La presión de sobrecarga (PO) es iguala la presión total del peso de lossedimentos (PS), más la presión delpeso de los fluidos (PF) que existen

encima de una formación determinaday que deben ser soportadosmecánicamente por la formación, o seaPO = PS + PF. Para las unidades inglesas,la presión de sobrecarga (PO) puede sercalculada con la siguiente ecuación:

PO (psi) = 0,052 x ρB (lb/gal) x TVD (pies) Donde el factor de conversión de las

unidades 0,052 es 12 pulg./pie ÷ 231pulg.3/gal.

La relación entre la presión y laprofundidad es comúnmenteconsiderada en términos de“gradiente”, el cual representa lapresión dividida por la profundidad.El gradiente de presión de sobrecarga(POG) puede ser calculado de lasiguiente manera:

POG (psi/pie) = 0,052 x ρB (lb/gal)

Como las densidades aparentes de lossedimentos varían según la ubicacióny la profundidad debido a lacompactación, se usa generalmenteuna densidad aparente de 144 lb/pie3

(19,25 lb/gal o Gravedad Específica(SG) de 2,3); por lo tanto, el gradientegeostático o de sobrecarga es de 1psi/pie (0,23 kg/cm2/m). Por ejemplo,los depósitos normales del Terciario enel Golfo de México ejercen ungradiente de presión de sobrecarga deaproximadamente 1,0 psi/pie. Esto sebasa aproximadamente en unasobrecarga que es 20% espacio poral

Presiones Subsuperficiales

El hecho deque no secontrolenestaspresionesaltas puedecausar unflujoincontroladode los fluidosde laformación...

Lasobrecarga esel volumen yel peso detodas lasformacionesy todos losfluidosubicadosencima deunaformacióndeterminada.

Predicción de la Presión CAPÍTULO

17


lleno de agua con una SG de 1,07 y80% formación (arena y lutita) conuna densidad media de 2,6 SG.

El gradiente de sobrecarga varíasegún la densidad de la formación, elporcentaje de espacio poral y ladensidad del fluido poral. Estasvariables dependen de las condicionesgeológicas históricas, tal como lacomposición química y la distancia detransporte de los sedimentos.

La roca soporta la presión desobrecarga total de dos maneras. Laprimera es mediante la presiónintergranular (PI), un esfuerzo matricialdebido a la fuerza transmitidamediante el contacto mecánico degrano a grano. Cuando las formacionesson compactadas por la sobrecarga amedida que la profundidad de entierroaumenta, el agua poral se escapa,haciendo que la presión poral sea iguala la presión hidrostática de la densidaddel agua poral. La presión poral (PP) esla presión de los fluidos de laformación (agua, petróleo y gas) quedebe ser balanceada con el peso dellodo. Por lo tanto, la presión desobrecarga total es igual a la suma de lapresión intergranular y la presión poral(ver la Figura 1):

PO = PI + PP

PRESIÓN PORAL

La presión hidrostática (PHID) es lapresión causada por la altura vertical deuna columna de fluido. La presión

hidrostática es independiente deltamaño superficial y de la forma de lamasa de fluido; la presión a cualquierprofundidad es igual en todas lasdirecciones. PHID puede ser calculadamatemáticamente con la siguienteecuación:

PHID (psi) =0,052 x ρ (lb/gal) x TVD (pies)

Donde:ρ = densidad del fluido poral

El gradiente de presión hidrostática(PHYDG) puede ser calculado de lasiguiente manera:

PHYDG (psi/pie) = 0,052 x ρ (lb/gal)

El gradiente de presión poral esafectado por la concentración de salen la densidad de fluido de lacolumna. Los gradientes típicos sonlos siguientes:

Por lo tanto, según la salinidad delagua en el ambiente deposicional de laregión geológica en particular, lapresión poral normal tendrá diferentesvalores.

GradienteDensidad de Presión

Fluido (lb/gal) (psi/pie)

Agua dulce 8,335 0,433

Agua de mar 8,55 0,444

Agua salada (100.000 ppm) 8,95 0,465

Agua salada saturada (10 lb/gal) 10,0 0,520

Lodo de 16 lb/gal 16,0 0,832

La presiónporal es lapresión de losfluidos de laformación...que debe serbalanceadacon el pesodel lodo.



CAPÍTULO

17

Una formación presurizada“normalmente” tiene una presiónporal igual a la presión hidrostática delagua poral. Como se perforan muchosmás pozos en sedimentoscaracterizados por agua salada de 8,95lb/gal, a los efectos de esta discusión,se considera que un gradiente depresión “normal” es de 0,465 psi/pie.

Cualquier desviación del ambientede presión hidrostática normal seráconsiderada anormal. Las presionesaltas se llaman geopresiones,sobrepresiones o surpresiones. Laspresiones bajas se llamansubpresiones.

Presión Normal

Figura 1: Perfil de presión normal.

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– Presión poral n

ormal (0,465 psi/pie)

PO – Presión de sobrecarga (1 psi/pie)

PI – Presión

intergranular

Subpresiones(bajas)

Surpresiones(altas)

La presión anormal es causada por losprocesos geológicos que ocurrieron enuna región geológica determinada einvolucra acciones tanto físicas comoquímicas dentro de la tierra. Laspresiones que son más bajas de lo quese considera normal pueden serperjudiciales y problemáticas para elproceso de perforación. En cambio,las presiones anormalmente altas soncomunes y pueden causar problemasgraves en la perforación. Lassobrepresiones anormales siempre soncausadas por una zona en particularque se “sella” o aísla.

Los sellos son capas impermeables yzonas limítrofes que no permiten laliberación de la presión generada porla filtración de fluidos y gases haciazonas más altas, y posteriormentehacia la superficie. Estos sellos puedenconstar de muchos tipos de rocas:lutitas densas, lutitas calcáreas, calizacementada, arenisca cementada

calcáreamente, ceniza volcánica (toba)solidificada, anhidrita y/o otras.

Es importante lograr unentendimiento básico de los procesossedimentarios que resultan en laformación de yacimientos de petróleoy sellos. El transporte de escombros(cantos rodados, gravas, arenas ylimos) desde las masas terrestreselevadas hacia los océanos haformado las cuencas sedimentarias delmundo. Los vientos y el agua son losagentes en este proceso de transporte.Un proceso llamado “transferencia”llena las cuencas sedimentariasmediante: (1) la erosión de losmateriales rocosos en una zonaproductiva, (2) el transporte hacia unacuenca, principalmente por el agua, y(3) la sedimentación en la cuencasedimentaria.

La velocidad de la corriente de aguaen el sitio de sedimentación es elprincipal factor determinante de la

Presión Anormal

Una formaciónpresurizada“normalmente”tiene unapresión poraligual a lapresiónhidrostática delagua poral.

Lassobrepresionesanormalessiempre soncausadas poruna zona enparticular quese “sella” oaísla.


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granulometría dentro de lossedimentos depositados. La arena seacumula en los cauces de lascorrientes y a lo largo de las playas,donde la velocidad de la corriente deagua es suficiente para separar laarcilla y el limo de la arena. Los limosy las arcillas se acumulan en sitiosdonde el agua es más estática, comopuede ocurrir en las bahías ocostafuera. La mayoría de lossedimentos que se acumulan en

cuencas sedimentarias se componende limo y arcillas. Durante largosperiodos, las playas y los cauces de lascorrientes migran y suelen formarcapas de arena que cubren zonas muyextendidas. La cuenca sedimentaria sellena de arena, la cual es típicamentepermeable, y de lutita, la cual esrelativamente impermeable. Muchascuencas están llenas de capasintercaladas de arena y lutita (ver laFigura 2).

Figura 2: Proceso de transferencia y capas intercaladas de arena y lutita.

Lluvia

Viento

Río

(Sedimentación)Nivel del mar

Lutita (sello)

Arena (permeable)

Capas intercaladas

Proceso de transferencia

(Erosión)

(Transferencia)

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PRESIONES SUBNORMALESLas presiones subnormales (bajas) sonencontradas en zonas donde laspresiones porales son más bajas que lapresión hidrostática normal. Problemasgraves de pérdida de circulación puedenocurrir en estas zonas cuando se usanlodos en la perforación. Las condicionesde presión subnormal suelen ocurrircuando la elevación de la superficie deun pozo es mucho más alta que la napafreática subsuperficial o el nivel del mar.El ejemplo más común ocurre cuandose perfora en zonas accidentadas omontañosas. Otro ejemplo incluye lasregiones áridas, como el Oeste de Texas,donde la napa freática puede estarubicada a más de 1.000 pies de

profundidad. En este caso, la presiónhidrostática del fluido de perforaciónexcede la presión poral de lasformaciones menos profundas,permitiendo que el fluido deperforación invada las formacionespermeables. Esto resulta en la pérdidade circulación (ver la Figura 3).

Otra causa común de las presionesanormalmente bajas es la presencia dearenas agotadas. Éstas son arenas cuyapresión original ha sido agotada opurgada. Las arenas agotadas suelen serencontradas con mayor frecuencia enlos yacimientos a partir de los cuales seha producido petróleo y gas, unfenómeno común un muchas áreas depetróleo y gas llamadas “maduras”.

Figura 3: Ilustración de la presión subnormal.

Elevación del pozo encima de la napa freática

Arena permeableLutita

Pres

ión

norm

alPr

esió

nsu

bnor

mal

Pozo

Napafreática Lago

PRESIONES ANORMALESLas presiones anormales (altas)caracterizan las zonas que tienenpresiones porales mayores que lapresión hidrostática normal de losfluidos porales. La cantidad desobrepresión anormal que se desarrolladepende de la estructura y del ambientedeposicional geológico. En general, seconsidera que el límite máximo de lasgeopresiones es el gradiente de fracturao el esfuerzo horizontal mínimo quepuede acercarse a la sobrecarga.

Los procesos estructurales, físicos y/oquímicos pueden causar la sobrepresiónanormal. Las reacciones químicascomplejas que suelen producirse a las

temperaturas y presiones elevadas queson encontradas a grandesprofundidades pueden causar lasurpresión anormal. Los principalesfactores que afectan la magnitud de lasurpresión son el espesor relativo y lacalidad del sello. Las formacionesmasivas con sellos fuertes ycontinuamente impermeablesdesarrollan las presiones más altas. Sinembargo, ningún sello es totalmenteimpermeable. Se puede anticipar quedurante un largo periodo de tiempogeológico, la zona anormal original seránormalizada por la fracturación, elfallamiento y la migración de losfluidos.

Las presionessubnormalessonencontradasen zonasdonde laspresionesporales sonmás bajasquela...normal.

Las presionesanormalescaracterizanlas zonas quetienenpresionesporalesmayores quela...normal...


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Las geopresiones son causadas pornumerosas condiciones

Subcompactación. En la situaciónmás común, se forma un sello queretiene el agua poral, de manera quela compactación (causada por elaumento de la sobrecarga con laprofundidad) no ocurre como en unambiente presurizado normalmente.Cuando los sedimentos no están losuficientemente compactados paraformar el contacto de grano a grano,la sobrecarga es soportadaparcialmente por la presión poral,causando una presión poralanormalmente alta (ver la Figura 4).

Levantamiento. Una de las causasde la geopresión es el desplazamientode la formación mediante unlevantamiento geológico, el cualdesplaza una formación máspresurizada desde una granprofundidad hasta un nivel menosprofundo. Cuando las accionestectónicas desplazan una zona depresión previamente normal desdeuna gran profundidad hasta un nivelmenos profundo y los sellospermanecen intactos, el gradiente depresión resultante será anormalmentealto.

Consideremos una arena porosa llenade agua a una profundidad original de10.000 pies, con una capa suprayacentede lutita impermeable que puedeformar un sello. La presión normal paraesta zona sería de aproximadamente4.650 psi (0,465 psi/pie). Si unlevantamiento rápido – tal como laintrusión de sal masiva (o fallamiento),

Figura 4: Perfil típico de geopresión.

Figura 5: Ilustración del desplazamiento vertical resultando en una surpresión (según Treckman).

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PP

– Presión poral n

ormal (0,465 psi/pie)

PO – Presión de sobrecarga (1 psi/pie)

PI – Presión

intergranularG

eopresión anormal

Zona detransición

Profundidad original10.000 pies Gradiente de

presión original0,465 psi/pie

Gradiente depresión

anormal 0,93psi/pie

4.650 psi

4.650 psi

Arena saturada de agua

Nivel original del suelo

Nivel del suelo

Deposición original

Levantamiento yerosión

subsiguientes

Sello

SelloNueva profundidad

5.000 pies

Arena saturada de agua

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CAPÍTULO

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seguida por la erosión – causa eldesplazamiento de esta arena y del sellosuprayacente a una profundidad desolamente 5.000 pies, el gradiente depresión hidrostática a 5.000 pies seríaanormalmente alto (4.650 psi ÷ 5.000pies = 0,93 psi/pie), como lo demuestrala Figura 5.

Cuando se perfora en esta zona, esobvio que la densidad del lodo deperforación debe ser aumentada a 17,9lb/gal (0.93 psi/ft ÷ 0,052) paraimpedir im reventón.

Acuífero. Los sistemas artesianos sonejemplos clásicos y únicos de lasupresión producida físicamente. En estasituación, la elevación de la superficiedel pozo está ubicada por debajo delnivel del mar o de la napa freática (ver laFigura 6). El ejemplo más común puedeser observado cuando se perfora en unvalle o una cuenca rodeada de colinas omontañas – ubicaciones donde unanapa freática conectada es cargada poragua de la ubicación más alta. Aunquesean problemáticos, en general estosflujos de agua son fáciles de balancearcon un mayor peso de lodo y pueden

ser entubados fácilmente.El mismo principio también aplica

en situaciones estructurales donde lasformaciones permeables (o planos defalla) – las cuales tienen un fuertebuzamiento – permiten la transmisiónde la presión de una zona profundamás presurizada hacia un nivel menos

Figura 6: Sistema artesiano resultando en presiones elevadas.

Figura 7: Surpresiones anormales causadas por elefecto de la estructura sobre los gradientes de presión

(según Dickinson).

Lluvia

Napa freática

Nivel del suelo

Pozo artesiano

Elevación del pozo por debajo de la napa freática

Sello

Arena permeable

Presión 8.175 psi a 10.000 piesGradiente de presión 0,818 psi/pie



Arena deagua salada



Arena deagua salada

Arenagasífera

Los sistemasartesianos sonejemplos...dela supresiónproducidafísicamente.

Las presionesanormalescausadas porefectosestructuralesson comunesen ubicacionesadyacentes adomossalinos...


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profundo. Esto está ilustrado en laFigura 7 para las arenas aisladas. Laspresiones anormales causadas porefectos estructurales son comunes enubicaciones adyacentes a domossalinos, donde la sal que estámigrando hacia arriba ha levantadolas formaciones circundantes,haciendo que éstas tengan un fuertebuzamiento y sellando lasformaciones permeables.

Arenas cargadas. Las sobrepresionespueden ocurrir en arenas pocoprofundas si están siendo cargadaspor fluidos más presurizados de lasformaciones más profundas. Estamigración de los fluidos presurizadospuede ocurrir a lo largo de una falla oa través de un sello en una red demicrofracturas. Además, las accionesartificiales (causadas por el hombre)pueden cargar las arenas superiores.Las tuberías de revestimiento malcementadas, la pérdida de circulacióno la fracturación hidráulica, y losreventones subterráneos puedencausar sobrepresiones en las arenaspoco profundas cargadas.

Bioquímica. Las zonassobrepresurizadas pueden ser causadasquímicamente por diferentes factores.El más simple es la formación de gasde pantano. Este fenómeno se observacon frecuencia alrededor del mundoen los sedimentos del Terciarioreciente. Es causado por unadeposición masiva de materiaorgánica (como plantas de capas debosques y materia animal) sellada oentrampada por una zonaimpermeable subsiguiente(generalmente lutitas). Con el tiempoy la exposición a temperaturaselevadas, la materia orgánica sufreuna reacción química, produciendometano y otros hidrocarburos quetienen una presión elevada (ver laFigura 8).

Agua sulfatada. La conversión delyeso (CaSO4•2H2O) en anhidrita(CaSO4) a medida que la profundidadaumenta (presión y temperatura)expulsa el agua y puede permitir lapresencia de sobrepresiones. Encambio, la anhidrita expuesta al aguapuede formar yeso mediante unenlace químico-físico, lo cual puede

resultar en un aumento de 40% delvolumen. Cuando la anhidrita estásellada y entra en contacto con unazona permeable llena de agua, puedequedar muy presurizada al absorber elagua y tratar de expandirse paraformar yeso.

Lutitas masivas. Las secciones delutita masiva (varios miles de pies deespesor) tienden a desarrollar suspropios sellos y zonas de presióncausadas químicamente. El grannúmero de sellos relativamentepequeños y reacciones químicas através de toda la sección no permitenlograr una delineación precisa de laszonas individuales. La bajapermeabilidad impide la mediciónexacta de la presión poral. Esto noresultará en un reventón, pero puedecausar graves problemas de perforaciónen forma de lutitas derrumbables ytubería de perforación pegada. Esteambiente de lutita masiva sometida aesfuerzos sólo puede ser estabilizadoaumentando el peso del lodo. Además,los lentes de sal en la sección rica enlutita pueden presurizarse, de lamanera descrita en el capítulo sobreEstabilidad de la Lutita y del Pozo.

Aunque se supone generalmente queel límite máximo de alta presión esmás o menos igual a la presión de lasobrecarga, o aproximadamente 1,0psi/pie, en algunos casos, lasobrepresión puede ser más alta que1,0 psi/pie y sólo está limitada por lacalidad (permeabilidad y resistencia)del sello de presión.

1.000 pies

Nivel del suelo

Sello de lutita

Gas poco profundo

Materia orgánica en descomposición

Figura 8: La materia orgánica entrampada forma “gasde pantano” poco profundo de alta presión

Lassobrepresionespuedenocurrir enarenas pocoprofundas siestán siendocargadas porfluidos máspresurizados...

Las seccionesde lutitamasiva...tienden adesarrollar suspropios sellos yzonas depresióncausadasquímicamente.



CAPÍTULO

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Varios métodos están disponibles parapredecir y detectar la presencia ymagnitud de las presiones de laformación. Para los pozos planeados,algunos métodos usan registros deperforación y de lodo, registroseléctricos y datos de prueba deproductividad potencial de laformación de pozos vecinosperforados anteriormente parapredecir las presiones de la formación.Durante la perforación, se usan otrosmétodos para detectar la presencia ymagnitud de las presiones de laformación (ver la Tabla 1).

ANTES DE PERFORAR

Historias de lodo y reportes deperforación. El método tradicionalusado para reconocer la presencia delas geopresiones consiste en revisar ycomparar los resúmenes de lodo y losreportes de perforación de pozosvecinos en el área. Los pesos de lododan una buena indicación de laubicación y magnitud de las presiones.Cualesquier problemas, tales como losamagos, la pérdida de circulación, lapegadura por presión diferencial, etc.,estarán indicados en el resumen delodo. Los reportes de perforaciónproporcionarán información másdetallada sobre los problemasencontrados durante la perforación.

También enumeran las profundidadesde la zapata de la tubería derevestimiento, los registros de barrenay los resultados de las pruebas depresión.

A veces, el uso de los pesos de lodopara realizar un cálculo aproximado dela presión de la formación puedeinducir a error. Por ejemplo, muchospozos son perforados en unacondición sobrebalanceada, con pesosde lodo que exceden la presión de laformación en 1 lb/gal o más. Además,en áreas que contienen lutitasproblemáticas (fracturadas, frágiles obentoníticas), los pesos de lodoexcesivos suelen ser usados paraminimizar los problemas. Sin embargo,los amagos y los pesos de lodo paramatar son considerados como buenasmedidas y registros de la presión de laformación.

Además, como este enfoque notoma en cuenta la estratigrafía de lazona, el conocimiento de la geologíaresulta muy útil. La informacióndesarrollada a partir de las historias delodo y los reportes de perforacióndebería ser ajustada para tomar encuenta las diferencias proyectadasrespecto a la elevación, fallas, domossalinos, etc.

Correlación geológica. En áreasdonde se conoce la geología pero la

Detección y Evaluación de las Presiones Anormales

I. Antes de perforar:A. Resúmenes de lodo y reportes de perforación

de los pozos vecinos.B. Correlación geológica con áreas similares.C. Evaluación de los registros eléctricos con

cable de pozos vecinos.1. Inducción (conductividad).2. Eléctrico (resistividad).3. Sónico (Tiempo de Tránsito en el

Intervalo).4. Gamma-gamma (densidad).5. Neutrón-gamma (porosidad).

D. Aspectos geofísicos.1. Datos sísmicos (ITT).2. Datos de gravedad (densidad aparente).

II. Durante la perforación:A. Amagos.B. Presencia de fluidos de formación

contaminantes.C. Aumento de la cantidad de gas de fondo y

conexión.D. Aumento de la velocidad de penetración en

la lutita.

E. Cambio del tamaño y de la forma de los recortes de lutita.

F. Comportamiento anormal de relleno duranteel viaje.

G. Aumento del relleno en el fondo.H. Aumento de torque y arrastre.I. Disminución de la tendencia del exponente

d.J. Disminución de la tendencia de densidad

aparente de la lutita.K. Aumento de la temperatura de la línea de

flujo.L. Correlación entre la velocidad de penetración

y el registro SP.M. Evaluación de LWD o registros eléctricos

realizados.N. Paleontología.

III. Después de perforar:A. Pruebas de la formación.B. Pruebas de la presión estática del pozo

cerrado.C. Bombas de presión de fondo.D. Evaluación de los registros con cable.

Tabla 1: Detección y evaluación de las presiones anormales.

...los amagosy los pesos delodo paramatar sonconsideradoscomo buenasmedidas yregistros dela presión dela formación.


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cantidad de pozos perforados es baja onula, se puede anticipar la presencia dezonas geopresurizadas cuando se sabeque la perforación penetrará en unaformación presurizada. Por ejemplo,las formaciones Frio, Vicksburg yWilcox inferior del Sur de Texas casisiempre están altamente presurizadas.Deben tomarse precauciones especialesen cualquier pozo diseñado parapenetrar estas formaciones.

Registros con cable. Las técnicasdescritas anteriormente proporcionaninformación de carácter general, pero lanecesidad de desarrollar métodos másprecisos para localizar estas zonas ydeterminar sus presiones queda demanifiesto. La evaluación de losregistros con cable de pozos vecinos esuno de los métodos más confiablesusados antes de perforar el pozo.

Numerosos registros están disponiblesactualmente para lograr esto. Algunosregistros son más precisos que otrosporque son menos afectados por lascondiciones del pozo. Sin embargo, enmuchas regiones, los operadores confían

en los registros utilizados en el área enparticular para realizar la evaluación dela presión. Por ejemplo, la mejor manerade evaluar las secuencias de arena-lutitaa lo largo de la Costa del Golfo esmediante Registros Eléctricos deInducción (IEL). Los registros sónicos seusan mucho en los carbonatos del Oestey Este de Texas a los efectos dedeterminación y correlación de laporosidad (el IEL casi nunca se usa en elOeste de Texas debido a lascaracterísticas singulares de laformación).

En cualquier caso, la mayoría de lasinterpretaciones de registros estánrelacionadas con la porosidad, ya seadirecta o indirectamente. Las lutitas secompactan cuando la profundidadaumenta, de una manera muy uniformey homogénea. Cuando éstas secompactan, la porosidad disminuye auna velocidad uniforme a medida que laprofundidad y la presión de sobrecargaaumentan. La presión de un yacimientoporoso puede ser calculada a partir delas presiones de las lutitas adyacentes. Lamejor manera de evaluar los intervalos olas secuencias de lutitas “limpias” esbasándose en los cambios de porosidad.Sin embargo, debido a su carácterimprevisible, las porosidades de lasarenas no son apropiadas para este tipode evaluación. Las formaciones decarbonatos también son difíciles deinterpretar en base a la porosidad.

En una ambiente presurizadonormalmente, los sedimentos secompactan a medida que el pesocreciente de la sobrecarga exprime elagua irreductible. Por lo tanto, laporosidad (espacio vacío) disminuye conla profundidad. Bajo condicionesnormales, el agua no puede escaparse yel proceso de compactación es alterado.La porosidad deja de disminuir, y en lamayoría de los casos, aumentará debajodel tope de la zona geopresurizada. Estosuele ser llamado “tope de lageopresión” o “zona de transición” (verla Figura 9). La experiencia hademostrado que la mejor manera deilustrar la tendencia de compactaciónnormal es mediante una función

Figura 9: Gráfico de porosidad de la lutita, indicando lacompactación “normal” y la inversión de la tendencia.

100 Porosidad logarítmica (%) 0

Prof

un

dida

d

Compactación“normal”

Porosidad dela lutita

Tope de lasgeopresiones

...la mayoría delasinterpretacionesde registrosestánrelacionadascon laporosidad, yasea directa oindirectamente.

Laevaluaciónde losregistros concable depozos vecinoses uno de losmétodos másconfiablesusados antesde perforar elpozo.



CAPÍTULO

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logarítmica, representándola por unalínea recta sobre papel semilogarítmico.

Hottman y Johnson fueron losprimeros en reconocer que el grado decompactación podía ser calculadoaproximadamente a partir de lasresistividad de la lutita deducida deregistros. Las lutitas sobrepresurizadasson más conductivas eléctricamente(tienen una resistividad más baja)porque contienen mayores volúmenesde agua salada que una lutitapresurizada normalmente a la mismaprofundidad. La resistividad es lafunción inversa (1/1.000) de laconductividad. Una disminución de laresistividad puede ser identificada por larespuesta del registro correspondiente enel IEL (ver la Figura 10).

Los valores de resistividad oconductividad de la lutita pueden sertrazados en relación con laprofundidad sobre papelsemilogarítmico para determinar la

presencia de zonas presurizadas. Porejemplo, en la Figura 11, se ha trazadoun gráfico de conductividad con unalínea de tendencia de lutita para unpozo del Sur de Texas. La presión poralde la formación puede ser calculada apartir de la desviación de los valoresmedidos de la tendencia normal, comose ilustra por debajo deaproximadamente 10.000 pies.También se incluye un gráfico similarpara un registro de tránsito en elintervalo o registro sónico deporosidad.

El método para predecir la presiónporal en base a laresistividad/conductividad de la lutitaa partir de los registros es el máspopular para el Golfo de México,debido al gran volumen de datos

Figura 10: Registro eléctrico indicando la tendenciadecreciente de la resistividad de la lutita en el tope de

una zona geopresurizada.

Figura 11: Gráficos de conductividad de la lutita ytiempo de tránsito en el intervalo para un pozo

geopresurizado del Sur de Texas.

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Conductividad (mmhos)200 400 600 1,000 2,000

∆ t(µs/pie)5070 100 200300

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d (1

.000

pie

s)

El registro develocidadsónica esunaherramientade porosidadque sólo esafectadaligeramentepor lascondicionesdel pozo.

Líneanormal

Presiónanormal

Transición

TOPE PROBABLE DELAS GEOPRESIONES

RESISTIVIDAD(CORTA NORMALAMPLIFICADA)

NÓTESE LA TENDENCIADECRECIENTE SOBRELA SECCIÓN DE LUTITA


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disponibles de pozos vecinos.Desafortunadamente, numerosasvariables que afectan la resistividad dela lutita (además de la compactación)pueden reducir la exactitud del gráfico:(1) salinidad, (2) material omineralogía de la matriz, (3)temperatura y (4) condiciones del pozo(tipo de lodo, filtrado, etc.). Variasmodificaciones han sido realizadaspara tratar de compensar estasvariables y las inexactitudes quepueden causar. El enfoque más lógicopara resolver este problema fuedesarrollado por J. Gill, y consiste entrazar suficientes puntos parareconocer estas variables a partir delcambio resultante en los datos, luegoajustando las líneas de tendencia de lamanera correspondiente. Esteprocedimiento también puede serusado para trazar registros sónicos.

El registro de velocidad sónica es unaherramienta de porosidad que sólo esafectada ligeramente por lascondiciones del pozo. Este registroutiliza una técnica de dos receptorespara compensar las desviaciones y seconoce comúnmente como registro develocidad sónica “compensado”.

Las herramientas sónicas miden enmicrosegundos el tiempo requeridopara que el sonido viaje una distanciadeterminada. El sonido se transmite através de substancias puras, avelocidades conocidas. Si la substanciano es pura, los componentes afectanel tiempo de tránsito en el intervalo.Por ejemplo, una lutita pura(porosidad de 0%) transmite el sonidoa una velocidad aproximada de 16.000pies/seg. o 62,5 microsegundos/pie. Sila porosidad aumenta de 0 a 30% y losespacios vacíos se llenan de aguasalada, la velocidad disminuye a12.700 pies/seg., y el tiempo detránsito en el intervalo aumenta aaproximadamente 103microsegundos/pie.

En la sección presurizadanormalmente, el tiempo de tránsito

en el intervalo de lutita seguirá unatendencia decreciente cuando laporosidad disminuye. Cuando seencuentra el tope de la zonageopresurizada, la tendencia seinvertirá (ver la Figura 11). Aunque elregistro sónico proporcione datosbrutos más exactos, estos registros nose pueden conseguir fácilmente enmuchas zonas ubicadas a lo largo de lacosta de Texas/Luisiana, por lo tanto elmétodo de conversión no es tanconfiable como el registro deinducción.

Un registro menos común, elregistro de densidad (o gamma-gamma), mide la densidad aparente delas formaciones presentes. Aunqueesté diseñado para calcular laporosidad y litología a los efectos deevaluación de la formación, el registrode densidad proporciona unaexcelente correlación con lacompactación normal/anormal de laslutitas.

En un registro de densidad, la fuenteirradia la formación con rayos gamma.Estos rayos reaccionan con loselectrones que rodean el pozo y sonretrodispersados. Un detector dentrode la herramienta registra laintensidad de los rayosretrodispersados, la cual varía según ladensidad aparente de las rocas querodean el pozo. Las indicacionesdeberían ser compensadas para reflejarlas irregularidades del tamaño delpozo y el espesor del revoque mayorque 1/4 pulg.

Como la densidad aparente de lalutita presurizada anormalmente esmucho más baja que la densidad de lalutita presurizada normalmente, sesuele usar un estudio gravimétricopara detectar dichas zonas. Otrosmétodos geofísicos como la refracciónsísmica pueden permitir ladiferenciación, aunque estén limitadospor su incapacidad para distinguirentre la lutita y las masas de sal.

Lasherramientassónicas midenenmicrosegundosel tiemporequerido paraque el sonidoviaje...



CAPÍTULO

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La representación gráfica de la presiónporal consiste en seleccionar los valoresde resistividad, conductividad o tiempode tránsito en el intervalo para la lutitaa partir de un registro eléctrico y evaluarlos datos en relación con una línea detendencia de pendiente normal. Estatécnica permite calcular el peso del lodoa partir de la desviación de laresistividad de la línea de tendencianormal (ver la Figura 12).

Los métodos actuales derepresentación gráfica de la presiónporal usan técnicas asistidas porcomputadora que difieren de losprocedimientos normales en variasmaneras. Primero, más puntos sontrazados, y en segundo lugar, múltipleslíneas de tendencia son permitidas sihay suficiente evidencia para justificarun cambio estructural en la geología.Cabe recordar que el método demúltiples líneas de tendencia es difícilde usar correctamente porque resultadifícil distinguir entre el aumento depresión y un cambio estructural efectivoen la geología – el cual causa undesplazamiento de la línea detendencia. El programa de computadorade M-I para la representación gráfica dela presión poral se llama LOGPLOT™.

Los métodos anteriores derepresentación gráfica de la presiónporal se hacían a mano. Los valores delos registros eléctricos eranseleccionados y trazados sobre papelsemilogarítmico; luego, se colocaba un“superpuesto” transparente encima dela línea de tendencia para calcular lamagnitud del aumento de presiónanormal a partir de la línea detendencia de presión normal. Con lastécnicas actuales asistidas porcomputadora, para un pozo típico de10.000 pies, 200 a 250 puntos de datospueden ser trazados fácilmente,comparado con los 10 a 30 puntos dedatos que se podían trazartradicionalmente a la mano. El métodode múltiples líneas de tendencia decompactación permite evaluar cadaedad geológica y secuencia de falla consu pendiente particular, en vez de usaruna sola línea de tendencia para todo elintervalo. Esto es especialmenteimportante para la representacióngráfica de los registros de pozos donde

formaciones que tienen más de unaedad geológica son penetradas. Losmejores ejemplos son los pozosperforados en ambientes costafuera deaguas profundas, donde las presionesanormales suelen ser encontradas enformaciones del Pleistoceno y delPlioceno, así como las del Mioceno.

Las líneas de tendencia o los“superpuestos” fueron desarrolladospara reflejar los cambios en lapendiente media de la tendencia decompactación normal causados por laedad geológica de la formación. Estossuperpuestos también reflejan lacalibración de la presión poral por elespaciamiento de las líneas de gradientede peso de lodo para una edad enparticular. Si una formación (como lasrocas más antiguas, más duras o máscalcáreas) se deposita durante unperiodo relativamente largo, el aumentode la compactación de la formación conla profundidad es moderado. Estoresulta en una pendiente moderada ocasi vertical de la línea de tendencia decompactación normal. Las arenas ylutitas marinas mal consolidadas que sedepositaron más rápidamente, secompactan a una velocidad queaumenta con la profundidad deentierro. Esto resulta en una pendientemás fuerte de la línea de tendencia decompactación normal respecto a la

Representación Gráfica de la Presión Poral

Figura 12: Gráfico de presión poral

2

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ohm – m2

Resistividad ( m )0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 4,0 6,0

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d (p

ies

x 1.

000) Presión poral

(lb/gal)

18 17 16 15 13

11

Línea detendencia normal

Con lastécnicasactualesasistidas porcomputadora,para un pozotípico de10.000 pies,200 a 250puntos dedatos puedenser trazados...

Las líneas detendencia o los“superpuestos”fuerondesarrolladospara reflejarlos cambios enla pendientemedia...


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vertical (ver la Figura 13).Estos cambios de pendiente de

tendencia de compactación para cadaedad geológica pueden ser observadosen la obra publicada por Matthews yKelly, la cual está basada en numerosospozos a lo largo de la Costa del Golfoen Luisiana y Texas, y sigue siendoconsiderada como el método másconfiable para calcular las presionesporales a partir de los registros de pozo.Algunos que han representadográficamente los registros de muchaspartes del mundo piensan que laspendientes para las líneas de tendenciade compactación normal que Matthewsy Kelly establecieron para cada edadgeológica, se repiten sistemáticamente através del mundo en sus edadesgeológicas respectivas.

CONSEJOS PARA REPRESENTARGRÁFICAMENTE LA PRESIÓN PORAL1. Trazar los puntos de resistividad,

conductividad o tiempo de tránsitoen el intervalo de la lutita cada 25 a100 pies, o cada vez que ocurra algúncambio importante de estos valores.Seleccionar principalmente losvalores de lutita “limpia” – no trazarlas arenas o lutitas “sucias”.

2. Trazar valores altos y bajos de losregistros – no calcular el promedio.

3. Trazar puntos de lutita que parecenser anormalmente altos o bajos.

4. Trazar puntos de lutita adyacentes alas arenas.

5. Además, trazar incluso los puntos delutita delgada que están ubicados en

el medio de grandes cuerpos dearena, pero señalarlos como siestuvieran dentro de la arena.

6. Trazar puntos de estratos decobertura calcáreos.

Asegurarse de usar la línea detendencia o superpuesto de la edadgeológica apropiada. Varios métodospueden ser usados para identificar lasdiferentes edades geológicas ydeterminar el (los) superpuesto(s)apropiado(s) por usar. Algunos de éstosson:1. Conocer el área donde se está

perforando el pozo, incluyendo laSecuencia de Tendencia deCompactación.

2. Anotar los marcadores geológicoscomo los topes de las formaciones,etc., en el registro (si están marcados).

3. Obtener del geólogo los topes de lasformaciones.

4. Verificar que la pendiente de losdatos del registro representadosgráficamente sea paralela a la línea detendencia de compactación normalde uno de los superpuestos.

5. Relacionar los paleomarcadores en elregistro (si están marcados) con lacolumna Paleoestratigráfica para lazona. ADVERTENCIA: En losambientes de aguas profundas en elGolfo de México, donde el Miocenosuperior se compone principalmente dearenas enterradas rápidamente, esposible que no haya fósiles, ya que éstosse forman en lutitas. Por lo tanto, si seselecciona el tope del Miocenoexclusivamente a partir de los datos delPaleoceno, esto puede hacer que el topedel Mioceno sea seleccionado a un nivelmucho más bajo que su nivel real. Poreste motivo, la comparación de lapendiente de compactación de la líneanormal del Mioceno sobre el superpuestode la pendiente de compactación de lospuntos de dato del gráfico esgeneralmente útil para seleccionar el topedel Mioceno.

6. Identificar los tipos generales delutita:• Plioceno – Secuencias intercaladas

de arena/lutita, peroprincipalmente arena. Laresistividad es generalmente mayorque 1,0 ohm metro.

• Mioceno – Secuencias intercaladasde arena/lutita con una resistividadinferior a 1,0 ohm metro.

Pleistoceno/Plioceno

Mioceno

Oligoceno

Eoceno

Figura 13: Líneas de tendencia para diferentes edades geológicas.

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• Frio – Lutitas calcáreas de altaresistividad.

• Vicksburg – Lutitas arcillosas debaja resistividad compactadas conuna fuerte pendiente.

• Wilcox o roca dura – Resistividadmuy alta (generalmente mayor que5,0 ohm metro), lutitas arenosascon un bajo grado decompactación.

7. Usar un método de tanteos con elpeso de lodo usado (i.e., unsuperpuesto del Mioceno colocadosobre puntos de datos del Pliocenodifundidos indicaría altas presionesporales, mientras que el intervalopuede haber sido perforado con unpeso de lodo de 9,0 a 9,5 lb/gal. Encambio, un superpuesto del Pliocenocolocado sobre puntos de datos delMioceno menos espaciados indicaríapresiones porales muy bajas, mientrasque un lodo de 12,0 lb/gal puedehaber sido necesario para perforar elintervalo).

8. Hacer corresponder los puntos depresión conocidos, tales como lasPruebas de Formación Repetida(RFTs), las Pruebas de la Formación(DSTs), los amagos, los datos deproducción y del yacimiento, etc. Eluso de datos de producción y delyacimiento constituye el método másconfiable para determinar laspresiones porales de la formación. Laspresiones de la formación calculadasa partir de las indicaciones de presiónde cierre de la tubería de perforacióncausadas por un amago tambiéndeben ser consideradas comoconfiables.

9. Marcar los estratos de coberturacalcáreos o los grandes cuerpos dearena para facilitar la selección de lasposiciones de las líneas de tendenciade compactación y separar lasdesviaciones entre las diferentesedades geológicas o lutitas.

Los superpuestos transparentes deconductividad/resistividad estándiseñados para interpretar los gráficosde conductividad con el lado impresohacia arriba. Como la resistividad es lafunción inversa de la conductividad(1/1.000), el superpuesto deconductividad debería ser volteadohacia abajo para interpretar los gráficosde resistividad. Los superpuestos de

tiempo de tránsito en el intervalodeberían ser usados con el lado impresohacia arriba.1. El superpuesto correctamente

seleccionado debería ser usado enuna posición vertical precisa respectoal gráfico. Esto puede ser logradoalineando el margen vertical delsuperpuesto con una línea vertical enel papel cuadriculado. Esto mantienela pendiente de la línea normal sobreel superpuesto en el ánguloapropiado, lo cual permite obtenerun gráfico más exacto y tambiénayuda a diferenciar entre variasedades geológicas. Las excepcionesincluyen los pozos desviados, en loscuales el margen vertical estáinclinado de la manera señalada en elsuperpuesto para corresponder a ladesviación del pozo de la vertical.

2. Al seleccionar la posición para lalínea de tendencia de compactaciónnormal, deslizar el superpuesto sobreel gráfico hacia la izquierda o laderecha, manteniendo su orientaciónvertical hasta que la línea detendencia de compactación normalpase por la tendencia decompactación más probable para unintervalo determinado. Buscar pequeños puntos de inflexión

en zigzag que están casi en equilibrio,siguiendo una línea de tendencia rectade la pendiente de compactaciónapropiada. Al colocar la línea detendencia, evitar grandes excursionesen el gráfico. Cuanto mayor sea elnúmero de puntos de datos cortos,ligeramente diferentes, más precisa serála posición de la línea de tendencia.

Buscar puntos de datos de lutitainmediatamente adyacentes a loscuerpos de arena permeables, o queforman capas discontinuas dentro deéstos. Estos puntos suelen aproximarsea la línea de tendencia normal. Evitarlos valores extremadamente altos obajos causados por el agua salada o loshidrocarburos dentro de las arenasadyacentes.3. Como la representación gráfica de las

presiones porales a partir de losregistros de pozo no constituye unamedición directa de las presionesporales, la interpretación siempredebe ser comprobada.Comparar el gráfico a los pesos de

lodo usados para perforar el pozo, ya

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que dichos pesos de lodo no siemprecorresponden a la presión real de laformación. Una discrepanciaimportante debería ir acompañada deuna explicación de la diferencia,cuando los datos están disponibles. Laexperiencia indica que la mayoría de losoperadores perforan en condiciones casibalanceadas hasta llegar cerca de lazona de transición, encima de lasgeopresiones, pero en condicionessobrebalanceadas más abajo de estepunto. El sobrebalance resultageneralmente de la reacción exageradaa la expansión del gas de perforación enla superficie. Este gas puede provenir deun intervalo arenoso que tiene unapresión poral no superior a – y enalgunos casos inferior a – las seccionesde lutita perforadas anteriormente. Enestos casos, no es necesario aumentar elpeso del lodo.

El gráfico puede poner de manifiesto

las razones de los problemas deperforación y del pozo, cuando estosproblemas fueron causados por cambiosde la presión poral que no fueronbalanceados inmediatamente por loscambios del peso de lodo. Estosproblemas pueden incluir incrementosen la velocidad de penetración, amagos,gas de conexión, lutita derrumbable,ensanchamiento del pozo, pozoreducido, puentes, relleno, pérdida decirculación, tubería pegada por presióndiferencial, etc.

La representación gráfica de laspresiones porales a partir de los registrosde lodo no constituye una medicióndirecta de las presiones porales, sinouna interpretación de las presionesporales basada en la comparación entrela compactación normal de la lutita y lasubcompactación. Como mucho, setrata de una tecnología que da lugar auna libre interpretación.

Los datos sísmicos pueden serconvertidos a tiempo de tránsito en elintervalo mediante cualquiera de lasnumerosas técnicas complejas decomputadora. Los datos resultantes sonmuy similares a los de un registrosónico. Una vez que los análisis develocidad han sido desarrollados einterpretados de manera satisfactoria, lasvelocidades del intervalo pueden sercalibradas en gradientes de presión poralo pesos de lodo equivalentes (ver laFigura 14).

Básicamente, las técnicas de análisis einterpretación de registros para evaluarlas presiones de la formación hancambiado poco con los años, mientrasque el procedimiento para manipularlos datos sónicos y sísmicos ha sidomejorado considerablemente. Estosavances se deben principalmente alprogreso realizado en las esferas detratamiento por computadora yprogramas complejos de diagnóstico.Por lo tanto, el personal responsable dela planificación del pozo ya no dependetotalmente de los registros sobre papelpara determinar los valores deconductividad, resistividad o tiempo de

tránsito en el intervalo de la lutita –elementos claves para la evaluación dela presión poral. Hoy en día, losprogramas de computadora patentadosy disponibles comercialmente producenregistros en formatos de ficherosnuméricos electrónicos, haciendo que

Avances en Predicción de la Presión a partir de DatosSísmicos

Figura 14: Evaluación de la presión anormal a partir delos datos sísmicos (según Pennebaker).

0

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1540 60 80 100 150 200Tiempo de viaje en el intervalo (microseg./pie)

Prof

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dida

d (p

ies

x 1.

000)

Normal

12 lb/gal14 lb/gal16 lb/gal17 lb/gal18 lb/gal19 lb/gal

Los datossísmicospueden serconvertidos atiempo detránsito en elintervalo...

Laevaluaciónde la presiónporal es uncomponenteesencial decada aspectode laplanificacióndel pozo...



CAPÍTULO

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sea más rápido y más fácil determinarlas presiones y los gradientes de fracturapara un intervalo entero o intervalosseleccionados.

La evaluación de la presión poral esun componente esencial de cadaaspecto de la planificación del pozo,desde la determinación de la estabilidaddel pozo hasta la confirmación de laexistencia de mecanismos deentrampamiento. El advenimiento deprogramas electrónicos complejos ydisponibles universalmente le permite alos operadores filtrar los datos de losregistros para examinar un intervaloespecífico del pozo o comprimir lainformación para obtener un panoramaexhaustivo de todo el pozo. Al haceresto, es posible calcular los gradientesde presión y de fractura. Por lo tanto,resulta mucho más fácil seleccionar lospesos de lodo que serán suficientes paracontrolar la presión poral, sin exceder elgradiente de fractura.

Esta dramática evolución de latecnología de información electrónicaes especialmente beneficiosa para laexploración en aguas profundas, dondelas formaciones son mucho másrecientes y no están tan comprimidascomo las formaciones ubicadas enaguas menos profundas. En losproyectos de aguas profundas, lasfuerzas ejercidas sobre las formacionesson muy diferentes a las fuerzas queexisten en aguas menos profundas, locual invalida los métodos dedeterminación de presión de probadaeficacia. Por ejemplo, como el valor delgradiente de presión siempre es inferioral de la sobrecarga, en general seadmitía que el gradiente de sobrecargaen el Golfo de México de aguas pocoprofundas era de 1 psi/pie deprofundidad de agua. Sin embargo,debido a la dinámica especial de lospozos de aguas profundas, esta reglageneral queda sin validez.

Con los avances realizados en elprocesamiento electrónico, losoperadores pueden integrar los registrosde densidad e identificar con facilidadla relación entre la profundidad y ladensidad. Por ejemplo, los datosobtenidos de un pozo en 6.000 pies deagua indican que el gradiente de

sobrecarga calculado es mucho más altoque 1 psi/pie.

Las mejoras rápidas y constantesrealizadas en el procesamiento porcomputadora van acompañadas del usomás generalizado de datos sísmicos paradeterminar los valores de presión. Sereconoce desde hace mucho tiempoque los datos sísmicos contienen granparte de la misma información queaparece en un registro sónico. Sinembargo, el problema era extrapolaresos datos para evaluar las presiones.Con los medios actuales deprocesamiento electrónico, los datossísmicos pueden ser manipulados paraproducir un registro sónico sintético.

Actualmente se sigue trabajando pararefinar y definir con mayor claridad lassimilitudes entre el procesamientosísmico y los registros sónicos. Aunquela industria lleve muchos añosrealizando interpretaciones sónicas, lossistemas de procesamiento electrónicono permitían su procesamiento paraobtener una aproximación de los datossónicos dentro de un plazo razonable.Hasta hace poco, el proceso podíatardar varias semanas y casi siempreresultaba en datos discutibles. Además,los resultados casi nunca se compilabanen un formato fácil de entender para elpersonal de perforación. El personalgeológico y geofísico que basa susevaluaciones en datos sónicos usavalores considerados en términos develocidades medias, mientras que losperforadores piensan en pesos de lodo ypresiones.

Actualmente se suele usar lainformación de pozos vecinos y lacomparación de registros sónicos condatos sísmicos para un proyecto enparticular, a fin de determinar laspresiones. Naturalmente, a diferencia dela adquisición de datos sísmicos, losregistros sónicos sólo son realizadosdentro de un intervalo que ya estáperforado. Sin embargo, al hacercorresponder la respuesta de los datossísmicos con los datos sónicos en elintervalo perforado, los operadorespueden fácilmente extender laprofundidad del pozo proyectado másallá de la profundidad penetrada en losmejores pozos vecinos disponibles.

El personalgeológico ygeofísico quebasa susevaluacionesen datossónicos usavaloresconsideradosen términosdevelocidadesmedias,mientras quelosperforadorespiensan enpesos de lodoy presiones.

Control de Presión

Control de Presión 18.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

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A pesar de los esfuerzos para entender ycontrolar las presiones de la formación,los reventones siguen ocurriendo. Unreventón es un flujo incontrolado defluidos de la formación que ocurrecuando no se logra controlar laspresiones subsuperficiales. Losreventones pueden ocurrir en lasuperficie o dentro de una formaciónsubterránea.

Casi todos los pozos perforadospueden sufrir un reventón. Laexperiencia ha demostrado que losreventones son consecuencias deerrores humanos y/o fallas mecánicas.Sin embargo, un programa de controlde presión cuidadosamente planeado ycontinuamente supervisado reduciráconsiderablemente la posibilidad de

que se produzca algún reventón.El factor clave para el control de

presión es la preparación y vigilanciapor parte de las personas que sonresponsables de controlar las presionesde la formación. El respeto a laspresiones de la formación y laconfianza derivada del entrenamientoy de la práctica en lo que se refiere alcontrol de las presiones son loselementos que minimizan la frecuenciay severidad de las erupciones.

Es importante identificar las altaspresiones de la formación antes deperforar, para detectar los cambios depresión durante la perforación ycontrolarlos de manera segura durantelas operaciones de perforación ycompletación.

Introducción

El control de presión puede serdividido en tres categorías:1. Control primario. El uso apropiado

de la presión hidrostática parasobrebalancear la formación eimpedir que los fluidos de laformación indeseados entren en elpozo. Las ventajas del control a estenivel son evidentes.

2. Control secundario. El uso deequipos para controlar el pozo encaso de que se pierda el controlprimario. Los fluidos de laformación que han entrado en elespacio anular pueden causarrápidamente un reventón si no soncontrolados de manera apropiada.

3. Control terciario. El uso deequipos y de la presión hidrostáticapara restablecer el control una vezque se ha producido un reventón.Esto puede incluir la perforación deun pozo de alivio. Aunque elcontrol terciario sea generalmenterealizado por expertos, muchasacciones pueden ser tomadasdurante la planificación y

perforación de un pozo de aliviopara simplificar el procedimientofinal para matar y restablecer elcontrol del pozo.

FALLA DE LOS CONTROLES PRIMARIO YSECUNDARIO

Falla del control primario. Cualquiersuceso o serie de sucesos que cree unapresión diferencial negativa entre lapresión hidrostática del fluido deperforación y la presión de laformación puede causar un “amago”.Un amago es un influjo del fluido de laformación dentro del pozo. Las causasmás comunes de un amago son lassiguientes:1. No mantener el pozo lleno de lodo

durante los viajes.2. Peso insuficiente del lodo.3. Pérdida de circulación causando la

reducción de la presión hidrostática.4. Pistoneo al salir del pozo.5. Diseño inadecuado de la tubería de

revestimiento y predicciónincorrecta de la presión poral.

Tres Niveles de Control de Presión

Un reventónes un flujoincontrolado de fluidos de laformación queocurre cuandono se logracontrolar laspresionessubsuperficiales.

Un amago esun influjo delfluido de laformacióndentro delpozo.

Control de Presión CAPÍTULO

18


Un estudio de 55 erupciones duranteun periodo de 10 años enumera lassiguientes causas principales de laserupciones:

Aunque los pozos geopresurizadostengan el mayor potencial de erupción,los informes indican que más de lamitad de los reventones ocurren enpozos presurizados normalmente. Lacausa más común de los reventones esel no mantener el pozo lleno durantelos viajes. El procedimiento estándarpara todos los pozos debería consistir enmonitorear las carreras de las bombas alllenar el pozo durante un viaje o usarun tanque de viaje para medir el lodorequerido para reemplazar el volumende tubería retirada del pozo.

Falla del control secundario. Se haestimado que el 95% de los pozos en loscuales se pierde el control secundariollegan a esa condición como resultadode un mantenimiento deficiente yprogramas de prueba inadecuados,resultando en fugas que causan laerosión del equipo de control depresión, o del entrenamientoinadecuado del personal, resultando enel uso incorrecto o ningún uso delequipo de control de presión.

En el estudio de 55 pozos mencionadoanteriormente, la evidencia demostróque después del amago de los pozos,62% de estos pozos no fueroncontrolados por las siguientes razones:

Estos registros indican que el 62% delos casos de pérdida de controlsecundario fue causado por fallas deequipos y refleja una falta deentendimiento de parte de laspersonas responsables de laprotección, instalación,mantenimiento y operación de losequipos de control de reventones.

El resto de este capítulo tratará delos diferentes componentes delcontrol de pozo. Esto incluirá lasdiferentes presiones, técnicas depredicción de presión, métodos dedetección de amagos, métodos decontrol de pozo, y algunos problemasen particular, así como técnicasespeciales usadas para controlar elpozo.

Porcentaje Causa del Total

No se mantiene el pozo lleno 42

Peso insuficiente del lodo 15

Pérdida de circulación 22

Pistoneo 16

Otras 5

Porcentaje Causa del Total

Equipo de control de reventones insuficiente 29

Equipo de control de reventones mal diseñado 5

Instalación incorrecta 11

Conexiones superficiales inapropiadas 6

Programa inadecuado de revestimiento y cementación del pozo 11

La causamás comúnde losreventones esel nomantener elpozo llenodurante losviajes.

...pérdida decontrolsecundariofue causadopor fallas deequipos...

Control de Presión


CAPÍTULO

18

La perforación y el control de lospozos de petróleo y gas estánafectados por muchas presionesdiferentes. Es importante entenderestas presiones y la manera en que sonusadas para detectar y controlar laspresiones de la formación. Acontinuación se proporciona unadescripción de las diferentes presiones.

La presión se define como fuerza porárea unitaria:

fuerza (lb)Presión (psi) =

área (pulg.2)

Ejemplo 1¿Cuánta presión sería indicada en el

manómetro de la Figura 1?

Respuesta:20 lb

Presión en el manómetro = = 2 psi10 pulg.2

Ejemplo 2En la Figura 2, ¿cuánta fuerza debe

ser aplicada sobre el pequeño cilindropara balancear la presión creada por elpeso del automóvil sobre el grancilindro?

Para balancear las presiones:P1 = P2 oF1 F2=A1 A2

F2Por lo tanto, F1 = x A1A2

Fuerza sobre el pequeño cilindro:4,000 lb

F1 (lb) = x 2 pulg.2 = 80 lb100 pulg.2

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

La presión hidrostática (PHID) es lapresión causada por la densidad o elPeso del Lodo (MW) y la ProfundidadVertical Verdadera (TVD) de unacolumna de fluido. El tamaño del pozoy la forma de la columna de fluido notienen ningún efecto sobre la presiónhidrostática, ya que, a una presióndeterminada, la presión es igual en todaslas direcciones.

PHID se calcula de la siguiente manera:PHID (psi) = 0,052 x MW (lb/gal) x TVD (pies)

Donde:0,052 = El factor de conversión de las

unidades igual a:12 pulg./pie

o 0,052 gal/(pulg.2 x pie)231 pulg.3/gal

Presiones Subsuperficiales

Omitirel pesodelfluido

10 pulg.2

20 lb

?

Figura 1: Ejemplo 1 – presión.

Figura 2: Ejemplo 2 – presión.

4,000 lbÁrea =100 pulg.2Área = 2 pulg.2

F (lb) = ?

Fluidohidráulico

La presiónhidrostáticaes la presióncausadapor...el MW yla TVD deuna columnade fluido.


18


Ejemplo 3¿Cuál es la presión hidrostática de

una columna de fluido para lassiguientes condiciones?MW =12,8 lb/galMD (Profundidad Medida) =14.300 piesTVD =13.200 pies

La presión hidrostática siempre secalcula usando la TVD.

PHID = 0,052 x 12,8 x 13.200 = 8.786 psi a la TVD

Si la Profundidad Medida (MD) fuerausada para calcular la presiónhidrostática, esto resultaría en un errorgrave.

PHID = 0,052 x 12,8 x 14.300 = 9.518 psi (usando la MD)

El uso incorrecto de la MD paracalcular la presión hidrostática resultaen un error de 732 psi (9.518 – 8.786= 732).

GRADIENTE DE PRESIÓN

El gradiente de presión hidrostática es elaumento de presión por unidad deprofundidad vertical.

PGHID (psi/ft) = 0,052 x MW (lb/gal)

Ejemplo 4¿Cuál es el gradiente de presión de

un lodo de 12,0 lb/gal?PGHID (psi) = 0,052 x 12.0

= 0,624 psi/pie

Los gradientes de presión típicos sonlos siguientes:

PRESIÓN DE LA FORMACIÓN

La presión de la formación (Pform) es lapresión del fluido ejercida dentro delos espacios porales de cualquierformación de petróleo, agua o gas, ysuele llamarse presión poral.

PRESIÓN NORMALLa presión normal es la presiónhidrostática ejercida por una columnade fluido igual a la densidad del fluidonativo que existía en el ambientegeológico cuando los sólidos sedepositaron.

Como se perforan más pozos ensedimentos caracterizados por agua deformación marina conaproximadamente 100.000 mg/l de sal,se usará un gradiente de 0,465 psi/piecomo gradiente normal a los efectos deesta discusión. Las desviaciones de laspresiones hidrostáticas normales sonconsideradas como presionesanormales – surpresiones (altas) ysubpresiones (bajas).

Ejemplo 5Perforando en el Sur de Luisiana, en

una lutita presurizada normalmente, auna profundidad de 7.000 pies, ¿cuálsería la presión esperada de laformación (Pform)? ¿Qué peso de lodoen lb/gal sería necesario parabalancear esta presión de laformación?

Pform = 7.000 x 0,465 = 3.255 psi3.255

MW = = 8,9 lb/gal0,052 x 7.000

Tipo de Cuenca Fluido de la Formación (lb/gal) Gradiente de Presión (psi/pie)

Agua salada 8,94 0,465 (Costa del Golfo E.U.A.)

Agua dulce o salobre 8,33 0,433 (Medio Continente E.U.A.)

El gradientede presiónhidrostáticaes elaumento depresión porunidad deprofundidadvertical.

La presión dela formaciónes la presióndel fluidoejercidadentro de losespaciosporales...

Fluido Gradiente de Presión

Agua dulce 0,433 psi/pie

Agua salada 0,444 psi/pie

Agua de formación marina(100.000 mg/l sal) 0,465 psi/pie

Agua salada saturada(10 lb/gal) 0,520 psi/pie

Lodo de 16 lb/gal 0,832 psi/pie

Lodo de 19,2 lb/gal 1,0 psi/pie

Control de Presión


CAPÍTULO

18

El término “zonas de transición”describe un cambio rápido en la presiónporal. Las zonas de transición sonimportantes para mantener el controlde la presión en ambientes deperforación geopresurizados. Los trestipos de zonas de transición (tambiénilustrados en la Figura 3) son:1. El intervalo desde el tope de las

geopresiones hasta el tope de laprimera arena permeable en lasección geopresurizada.

2. Cualquier aumento rápido de lapresión en una sección impermeable(generalmente lutita).

3. El intervalo comprendido entre eltope de las geopresiones y laprofundidad a la cual se encuentra lapresión poral máxima.

Se suele seleccionar la zona detransición inicial como punto paracolocar la tubería de revestimientointermedia o protectora. Esto esmotivado por dos factores. Primero, lapresión poral en la primera arenapermeable (Arena A) en la seccióngeopresurizada, es generalmente másalta que el gradiente de fractura en laúltima zapata de cementación de latubería de revestimiento. La perforacióndentro de esta arena resultaráprobablemente en la fracturación deuna formación suprayacente, causandola pérdida de circulación antes de que sepueda controlar el pozo. Segundo, elgradiente de fractura aumenta con laprofundidad y la presión poral. Lacolocación de la tubería derevestimiento a la mayor profundidadposible resulta en el gradiente defractura más alto posible. Esto reduce elriesgo de fracturación de la zapata decementación de la tubería derevestimiento y de pérdida decirculación durante la perforación delsiguiente intervalo.

El más crítico de los tres tipos dezonas de transición es el intervalo quecomienza en el tope de la zonapresurizada. Esto se debe a formacionessuprayacentes débiles, un largointervalo de pozo abierto, problemas depegadura por presión diferencial, etc.En las siguientes discusiones

relacionadas con la detección depresiones anormales durante laperforación, se enfatizará la zona detransición inicial, poniendo menosénfasis en las otras dos. Cabe notar quetodos los métodos están relacionadosdirecta o indirectamente con la presióndiferencial.

INDICADORES DE PRESIÓN

Históricamente, la presencia depresiones anormales ha causadomuchos problemas de perforación. Losproblemas varían según la ubicacióngeográfica, el peso y tipo de lodo, eltipo de equipo de perforación y el tipode pozo (recto o desviado). Sinembargo, hay numerosos indicadoresde respuesta a la perforación queadvierten de algún cambio en la presiónde la formación. Es posible que todoslos indicadores no estén presentes en elmismo momento, ya que éstos puedenser ocultados o eliminados por: (1)malas prácticas de perforación, (2) pesoinadecuado del lodo, (3) selecciónincorrecta de la barrena para laformación perforada y (4) malahidráulica. Sin embargo, uno – ygeneralmente más – de los indicadores

Indicaciones del Aumento de las Presiones de la Formación

Prof

un

dida

d (1

.000

pie

s)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Presión poral de laformación

Arena A

Arena B

Arena C

Arena D

TZ2

TZ3

TZ1

Figura 3: Tres zonas de transición diferentes.

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18Peso de lodo equivalente (lb/gal)

El término“zonas detransición”describe uncambiorápido en lapresiónporal.

El máscrítico de lostres tipos dezonas detransición esel intervaloquecomienza enel tope de lazonapresurizada.


18


estará presente. Usando los equipos demonitoreo y los procedimientos deperforación adecuados, y contando conun personal entrenado, los indicadorespueden ser interpretados para anticipare identificar el aumento de la presión yel peso insuficiente del lodo.

La compactación anormal, elprincipio en el que la mayoría de losindicadores de presión están basados, esel cambio de porosidad de la lutita conla profundidad, tal como se mencionóen el capítulo sobre Predicción de laPresión. En una secuencia de rocascompactadas normalmente(presurizadas normalmente), laporosidad de la lutita disminuye con laprofundidad, a medida que la densidadde la lutita aumenta. Si se forma unsello, la porosidad de la lutita no puedecontinuar la tendencia de disminuciónde la porosidad con la profundidad. Esdecir que la porosidad de la lutita enuna zona de transición permanece igualo sólo aumenta ligeramente con laprofundidad.

Los indicadores de presión estándivididos en dos grupos:I. Técnicos.II. Geológicos

MEDICIÓN DE LA PRESIÓN DE FONDO

El advenimiento de las mediciones entiempo real de los parámetros deperforación y geológicos en el fondo delpozo ha mejorado considerablemente lacapacidad de identificar el aumento depresión. Estas herramientas incluyen lasherramientas de Medición al Perforar(MWD), Registro al Perforar (LWD) yPresión al Perforar (PWD).Naturalmente, las herramientas de LWDy PWD pueden ser usadas para verificarlas zonas de transiciónsobrepresurizadas. Estas herramientaspueden medir los indicadores deaumento de presión que correspondentanto a la categoría de indicadorestécnicos como a la categoría deindicadores geológicos.

INDICADORES TÉCNICOS

Indicador técnico 1: Cambios de laVelocidad de Penetración (ROP)La ROP aumenta durante la perforaciónde la zona de transición. Durante laperforación de secciones de lutita

presurizada normalmente, la ROPdisminuye con la profundidad, si losparámetros de perforación como el pesosobre la barrena, la velocidad rotacional(RPM), los tipos de barrena, lahidráulica y el peso del lodopermanecen más o menos constantes.Esto se debe al aumento de la densidad,o compactación, de la lutita. Estatendencia será interrumpida alencontrar una zona de presiónanormal. La ROP sufrirá una marcadareducción al penetrar el sello de

presión. Después de penetrar el sello enlas formaciones de presión anormal, laROP aumentará. Esto se debe a lamayor porosidad de la zona de presiónanormal. Las rocas de mayor porosidadtienden a ser perforadas másrápidamente. Además, la disminuciónde la presión diferencial aumenta laROP y las características de fractura delas rocas cerca de la barrena.

La presión diferencial es un factorimportante para la ROP. La presióndiferencial es la diferencia entre lapresión hidrostática de la columna defluido de perforación y la presión de laformación. La ROP aumenta a medidaque la presión diferencial disminuye. Elaumento sigue una curva hiperbólica ysuele tener un punto crítico aaproximadamente 500 psi desobrepresión contra la formación, comolo indica la Figura 4. Una reducción dela presión diferencial ocurre al entrar enla zona sobrepresurizada de mayorporosidad. El aumento de la porosidady la reducción de la presión diferencialcausan un aumento de la ROP.

Vel

ocid

ad d

e pe

net

raci

ón

500

psi

Figura 4: Perforación de lutita típica.

Presión diferencial

...laporosidad dela lutita enuna zona detransiciónpermaneceigual o sóloaumentaligeramentecon laprofundidad.

La ROPaumenta amedida quela presióndiferencialdisminuye.

Control de Presión


CAPÍTULO

18

La presión diferencial afecta la ROPmás que la porosidad. La curva de ROPideal debería parecerse a la Figura 5Acuando el peso de la barrena, lavelocidad rotacional, la hidráulica y laspropiedades del lodo se mantienenconstantes. Por razones económicas, noes posible mantener estos parámetrosconstantes sobre largos intervalos; por

lo tanto, las curvas reales de perforaciónse parecerán a la Figura 5B. Si fueraposible registrar el peso de la barrena enel mismo gráfico que la ROP, resultaríamucho más fácil interpretar la curva deROP, como lo indica la Figura 5C. Lapérdida de filo de la barrena tambiénpuede ocultar la zona de transición,como se muestra más adelante en laFigura 6. Puede que no se observe elaumento de la ROP debido alrendimiento reducido de la barrenacausado por la pérdida de filo de labarrena. Indicador técnico 2: Disminución dela tendencia del exponente dcsLos cálculos para el “exponente d” y el“exponente dcs” pueden ser realizadospara normalizar los datos de ROP ypredecir la magnitud del aumento de lapresión de la formación.

Muchos métodos han sidodesarrollados para resolver el problemade normalización de la ROP. Todos soneficaces en cierta medida, pero cadauno tiene sus límites. Todos losmétodos se vuelven imprecisos cuandose usan malas prácticas de perforación.La mayoría de los métodos suponen eluso de ecuaciones matemáticascomplicadas; sin embargo, un métodousa una ecuación de perforaciónsimplificada que es más fácil de usar enel pozo.

Este método se llama “exponente d” yla ecuación correspondiente es lasiguiente:

R (60N)d =

12Wlog( D106)Donde:d = Exponente en la ecuación de

perforación generalizadaD = Diámetro de la barrena (pulg.)N = Velocidad rotacional (RPM)R = Velocidad de penetración

(pies/hora)W = Carga de la barrena (lb)

Esto no constituye una soluciónrigurosa de la ecuación original y no sepuede defender matemáticamente. Sinembargo, los resultados son tan precisoscomo cualquiera de las otras ecuaciones

Prof

un

dida

d (p

ie x

1.0

00)

7

8

9

10

11

12A B C

ROP Ideal ROP Real Peso de la barrena

90 70 30 90 50 30 100 20

Figura 5: ROP ideal, ROP real y peso de la barrena.

Prof

un

dida

d (p

ie x

1.0

00) 8.0

8.5

9.0

9.5

10.0

ROP de barrena ROP de la barrena afilada (pph) desafilada (pph)

100 50 0 Litología 100 50 0

Figura 6: Comparación entre la ROP de una barrenaafilada y la ROP de una barrena desafilada en el tope

de la zona de transición (OBSERVACIÓN: Zona detransición ocultada por la barrena desafilada).

Zona deTransición

Lutita

Lutita

Arena

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _


18


Prof

un

dida

d (p

ie x

1.0

00)

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Exponente0,5 1,0 1,5 2,0 0,5 1,0 1,5 2,0

dcs d

9 910

10

11

1112

1213

1314

15

9,6

9,7

9,8

9,8

9,8

10,4

10,6

10,8

11,0

11,0

11,0

11,6

12.0

12,0

12,6

14,5

16,0

16,5

16,6

16,9

Figura 7: Gráfico de exponentes d y dcs según la profundidad, indicando los cambios de presión de la formación enla barrena.

Control de Presión


CAPÍTULO

18

más complicadas, si se incluye unacorrección para la densidad del lodo. Elexponente d calculado a partir de lafórmula proporcionada debe sercorregido de la siguiente manera paratener en cuenta la densidad del lodo:

dcs =gradiente de presión normal (lb/gal) x d

ECD (lb/gal)Donde:ECD = Densidad Equivalente de

Circulación (lb/gal)

OBSERVACIÓN: El gradiente de presiónnormal debería ser seleccionado de acuerdocon la zona donde se perfora el pozo.Normalmente, este gradiente es 9,0 lb/galen las zonas costaneras y 8,33 lb/gal en laszonas de rocas duras.

Usando los gráficos de d y dcsilustrados en la Figura 7, se puedepredecir la presión de la formación enla barrena con una precisión de ± 0,5lb/gal.

Otro motivo por el cual algunosmétodos no dan resultados es que elpeso de la barrena no excede laresistencia crítica de la roca y por lotanto no causa su rotura. Esto ocurrefrecuentemente con barrenas dediamante y en pozos desviados dondese usan barrenas de peso muy bajo paracontrola la desviación del pozo. Lasbarrenas Compactas de DiamantePolicristalino (PDC) requieren nuevastécnicas para analizar los datos deperforación para predecir lasformaciones con precisión. Las barrenasde PDC perforan cortando, y nofracturando, la formación. En este caso,el factor principal relacionado con laROP es el torque, y no el peso sobre labarrena. Varios métodos han sidodesarrollados para establecer unacorrelación entre el rendimiento de labarrena de PDC y la predicción de lapresión poral. Estas correlacionesdependen de las formaciones y de lostipos de barrena.Indicador técnico 3: Cambios deltorque rotatorioEl torque rotatorio puede aumentarrápidamente en la zona de transición.El torque aumenta gradualmente con laprofundidad, porque la fricción decontacto entre la columna de

perforación y el pozo aumenta con laprofundidad.

Los cambios bruscos de torquetambién pueden indicar una rotura portorsión de la columna de perforación,un rodillo bloqueado en una barrena,un socavamiento en la columna deperforación o un cambio en la presiónporal de la formación.

El personal experimentado puedegeneralmente identificar el problema. Eltorque aumenta en la zona detransición porque un mayor volumende recortes de lutita entra en el pozo. Lalutita tiene tendencia a cerrar el pozo,causando un mayor contacto con lacolumna de perforación e impidiendola rotación de la barrena. Es difícildistinguir el aumento del torque en lospozos desviados, debido al contacto dela columna de perforación con la carade la formación. Cuando estos casosocurren, otros indicadores pueden sermás fáciles de interpretar.Indicador técnico 4: Cambios en elarrastre

El arrastre puede aumentar al realizarconexiones en la zona de transición.Después de bajar el kelly, la prácticarecomendada consiste en levantar de 5a 10 pies (para permitir el movimientode la tubería de perforación si ésta sepega), apagar las bombas y sacar el kellydel pozo.

Como se explicó anteriormente, unacantidad adicional de recortes puedeentrar en el pozo cuando se penetra enla zona de transición. Además, el pozopuede tener tendencia a cerrarsealrededor de los portamechas y de labarrena. Algunas lutitas de la zona detransición tienden a fluir bajo la presióndiferencial. En algunos casos ha sidonecesario repasar saliendo y circularpara salir del pozo. De nuevo, es posibleque este indicador esté ocultado cuandose perforan pozos desviados.Indicador técnico 5: AmagosUn amago propiamente dichoconstituye la más clara indicación deun aumento de la presión.

Cualquier aumento del volumen deltanque, si no ha sido tomado encuenta, indica un influjo del fluido dela formación (amago). Cuando estoocurre, la cantidad de fluido que regresa

El torquerotatoriopuedeaumentarrápidamenteen la zona detransición.

Un amagopropiamentedichoconstituye lamás claraindicación deun aumentode la presión.


18


Si el pozoacepta menoslodo que elvolumen dedesplazamientocalculado parael número degrupos de tubosretirados,fluido estáentrando en elpozo.

aumenta, y el detector de flujo registraeste aumento. El detector de flujo y elTotalizador de Volumen del Tanque(PVT) son los dos primeros indicadoresde un amago y deberían sermonitoreados continuamente durantela perforación. Será necesario procedercon mucho cuidado al acercarse a unazona de transición. Si se detecta algúnaumento del volumen del tanque oalgún flujo, la perforación debe serinterrumpida y el pozo controlado paradetectar cualquier flujo. Si el pozo siguefluyendo, será necesario cerrarlo.

Antes se usaba la técnica de “recibirun amago” como método para localizarla zona de transición. Después de recibirun amago, se calculaba la presión de laformación, se aumentaba el peso dellodo, se controlaba el pozo y secolocaba la tubería de revestimientoprotectora. Esta técnica tienelimitaciones, pero se sigue usandoinadvertidamente cuando otrosindicadores están ocultados. No serecomienda usarla.

El petróleo, gas o agua salada puedepenetrar en el fluido de perforación sinque esta intrusión sea identificadacomo un amago. Una formación quetiene una permeabilidad baja puedealimentar fluidos de formaciónlentamente dentro del pozo, sin que losdetectores superficiales detecten el flujo.El monitoreo del fluido de perforaciónpara detectar el lodo cortado por gas, elpetróleo de la formación en el lodo yun aumento de la concentración decloruros alertará al personal deperforación sobre la posibilidad de unacondición de desbalance en el fondo.

La detección y la minimización delvolumen de un amago reducen laposibilidad de problemas al controlar elpozo. Esto aplica a cualquiera de losfluidos de la formación. Una arremetidade gas importante causa presiones másaltas de la tubería de revestimientodurante el control de la presión defondo. Esto puede fracturar laformación en la zapata de cementaciónde la tubería de revestimiento o excederlos límites de presión de los equipossuperficiales. Una arremetida de aguasalada puede contaminar gravementelos fluidos base agua y base aceite,resultando en altos costos de

tratamiento para restituir el fluido a suestado original. La contaminacióntambién afectará la pérdida de filtradosy la calidad del revoque. Esto puedecausar la pegadura por presióndiferencial de la columna deperforación. Una arremetida importantede petróleo en un fluido base aguapuede causar problemas ambientales,así como la contaminación del fluido.Cualquiera que sea el tipo de invasiónde fluido sufrida, cuanto antes sedetecte un amago y se cierre el pozo,más fácil será restablecer el controlprimario del pozo y permitir larealización de las actividades normalesdel equipo de perforación. Indicador técnico 6: Relleno del pozo durante los viajesCuando se saca la columna deperforación del pozo, se reduce lacantidad de tubería en el pozo y el nivelde lodo disminuye. El volumen puedeser calculado a partir del tamaño y pesode la tubería y de la longitud de tuberíasacada, de manera que se puedabombear una cantidad apropiada delodo dentro del pozo para llenarlo.

Si no se reemplaza el volumen de lacolumna de perforación y la columnade lodo disminuye, la presiónhidrostática se reduce y puede producirun amago. Si la presión hidrostáticabaja hasta un nivel inferior a la presiónde la formación, los fluidos de laformación fluirán dentro del pozo. Paramantener el pozo lleno de lodo serequiere más que el simple bombeo delodo dentro del pozo. El volumen delodo bombeado dentro del pozo deberíaser medido y comparado con eldesplazamiento calculado de la tuberíaretirada del pozo. La medición delvolumen de lodo para este relleno sueleser tomada a partir de un tanque deviaje graduado o del monitoreo de lascarreras de las bombas del equipo deperforación. Si se usa el método debomba de lodo, contar el número decarreras para lograr el volumen de lodo.Una práctica de perforaciónrecomendable consiste en dejar de sacarla tubería cada 5 a 10 grupos de tubosde perforación (más frecuente quecuando se retira la tubería deperforación extrapesada y los

Antes se usabala técnica de“recibir unamago” comométodo paralocalizar lazona detransición.

Control de Presión


CAPÍTULO

18

portamechas) y llenar el pozo con lodo.Esto tiene por objeto limitar lareducción de la presión hidrostática yconocer la cantidad (volumen) de lodorequerida para llenar el pozo.

Si el pozo acepta menos lodo que elvolumen de desplazamiento calculadopara el número de grupos de tubosretirados, fluido está entrando en elpozo. Esto señala un amago inminente.Estas desviaciones deberían serinvestigadas inmediatamente, y sipersisten las condiciones, el personaldebe tomar medidas remediadoras. Bajoestas circunstancias, la mejor acción, sies posible, sería volver inmediatamenteal fondo del pozo y circular desde elfondo hacia arriba. Las posibilidades dematar el pozo con éxito son mayorescuando la barrena está el fondo delpozo. Si la situación parece estar fuerade control, se debe cerrar el pozo yponer en práctica el procedimientoapropiado de control de pozo.

INDICADORES GEOLÓGICOS

Indicador geológico 1: Tamaño yforma de los recortesUn aumento rápido del tamaño y uncambio de la forma (angular) de losrecortes pueden indicar un aumento depresión de la formación. Los recortes delas lutitas presurizadas normalmentepor lo general son planos, con bordesredondeados. Los recortes de una zonade transición son más grandes y tienenbordes angulares afilados. No se debeconfundir estos recortes con recortesaún más grandes, en forma de bloques,que son rectangulares. Estos recortes enforma de bloques no provienen delfondo del pozo. Son formados por lamecánica inapropiada de la columna deperforación y del conjunto de fondo, opor la fracturación existente.Indicador geológico 2: Lutitadesprendible y relleno anormal delpozo

La lutita desprendible y el rellenoanormal del pozo son indicaciones delaumento de la presión de la formación.Al penetrar en la zona de transición, lapresión poral dentro de la lutitaaumenta. Las lutitas tienen unapermeabilidad relativamente baja, peroen una zona de transición, la porosidad

de la lutita aumenta. Esto se manifiestamediante una reducción de la densidadde la lutita, y es confirmado por elregistro sónico, en el cual el tiempo depropagación en las lutitas presurizadasllenas de agua aumenta. Si estasobrepresión en la lutita no escompensada mediante el aumento de lapresión hidrostática del lodo, la lutita sederrumbará o se desprenderá dentro delespacio anular. Esto puede causar elensanchamiento del pozo a través de laszonas de transición y relleno en elfondo durante las conexiones y losviajes.Indicador geológico 3: Densidadaparente

Durante la compactación normal dela lutita, el agua es exprimida de lalutita a medida que la presión desobrecarga aumenta. La porosidad de lalutita disminuye y la densidad aumentacon la profundidad.

Si la compactación normal esinterrumpida por la formación de unsello, el agua de la formación no puedeser exprimida de la lutita. Cuando estoocurre, el fluido soporta una parte de lasobrecarga y tendrá una presiónsuperior a la normal. Como los fluidospermanecen en la lutita, las lutitastendrán una porosidad superior a lanormal y una densidad inferior a lanormal.

Si las densidades de la lutita soncomprobadas y representadasgráficamente a intervalos regularesdurante la perforación, se puedeestablecer una tendencia decompactación normal para laformación predominante que se estáperforando. Cuando se penetra un sello,la densidad de la formación aumentarápidamente, seguido por unadisminución de la densidad a medidaque se perfora el sello de presiónsobrecompactado y la zona detransición.

La densidad verdadera de los recorteses alterada por la exposición al lodo. Elgrado de alteración depende del tipo delodo y del tiempo de exposición. Losrecortes que están en contacto conlodos base agua presentan cierto gradode hinchamiento y son menos densos.La disminución resultante de la

Un aumentorápido deltamaño y uncambio de laforma(angular) delos recortespuedenindicar unaumento depresión de laformación.


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densidad se debe a la absorción de agua.Esto puede ser confundido con unaumento de la presión de la formación.Cualesquier recortes expuestos al fluidode perforación por mucho tiempo nodeberían ser usados para medir ladensidad aparente. Este cambio de ladensidad de los recortes sólo sueleocurrir con el lodo base agua. Cuandose usan lodos base aceite, la alteraciónde la densidad de los recortes es muyleve. Los recortes absorben muy pocoaceite; por lo tanto, la densidad seguirásiendo más o menos la misma. Cuandoel lodo base agua es desplazado con unlodo base aceite, el gráfico de tendenciade compactación normal sufrirá uncambio debido a esta alteración. Lapendiente será la misma, pero latendencia cambiará hacia la derechapara reflejar la absorción de agua através del intervalo de lodo base agua.Indicador geológico 4: GasEl gas indica un desbalance de presiónde la formación. Cuando se hacomenzado la perforación, la mayoríade las compañías de registro de pozosmiden y registran los gasesentrampados en el fluido que estácirculando. Es práctico clasificar este gasen una de tres categorías diferentes.Éstas son: (1) gas total perforadollamado gas de fondo, (2) gas debido alefecto de pistoneo al realizar lasconexiones, llamado gas de conexión, y(3) gas debido al pistoneo y a lascondiciones casi balanceadas al realizarun viaje, llamado gas de viaje. 1. Gas de fondo. Se trata del gas total

entrampado en el lodo. El gas defondo que proviene de los recortesdurante la perforación del pozo noconstituye una indicación delaumento de la presión y no deberíaser compensado mediante unaumento del peso del lodo. El gas defondo de los recortes siempre deberíaser circulado desde el fondo haciaarriba. Si la cantidad de gas de fondosigue aumentando, esto indica unamayor porosidad de la formación y/ouna mayor saturación dehidrocarburos en el espacio poraldisponible. Si se consideradebidamente la litología y la ROP, unaumento del gas de fondo indicaría la

perforación dentro de una zona detransición.

2. Gas de conexión. El gas de conexiónes la cantidad de gas por encima delgas de fondo. Esto representa elaumento de las indicaciones de gascausado por la acción de pistoneo delmovimiento de la columna deperforación durante la conexión delas tuberías. El levantamiento de lacolumna de perforación hace que lapresión eficaz de fondo sea inferior ala presión hidrostática de la columnade lodo. Esta reducción de la presiónhidrostática puede causar la intrusiónde los fluidos de la formación dentrodel pozo. Una cantidad pequeña peroconstante de gas de conexión indicaque la presión de la formación esligeramente más baja que la presiónhidrostática, mientras que unaumento continuo de la cantidad degas en cada conexión indica unaumento de la presión de laformación. Esto constituye unaexcelente herramienta para detectarpresiones anormales, cuando se usaconjuntamente con el gas de fondo.

3. Gas de viaje. Esto representa elaumento de gas que ocurre cuando sesaca la columna de perforación delpozo. El gas de viaje se registradurante la circulación de los retornosdespués de realizar un viaje. El plazodurante el cual se registra el gas deviaje permite hacerse una idea de lacantidad y de la migración de losgases dentro del espacio anular. Esteparámetro se usa de la misma maneraque el gas de conexión, pero no estan útil debido al largo intervaloentre los viajes. En muchos casos, serealizará un viaje corto (10 a 20grupos de tubos) para determinar loscambios de la presión poral y loscambios de las condiciones de fondo.

Dos tipos básicos de registradores degas son usados para medir e identificarel gas:A. Registrador de gases combustibles

totales (registrador de “alambrecaliente”). Este instrumentoresistente es muy usado por lascompañías de registro de pozos y estábasado en el principio de puente deWheatstone. El registrador determina

El gas indicaun desbalancede presión dela formación.

Control de Presión


CAPÍTULO

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las “unidades” totales de gascombustible. Este dispositivo no estácalibrado, y por lo tanto no existeninguna definición de una “unidad”de gas. Sin embargo, este dispositivolleva décadas en uso y sigueproporcionando una medida relativade los gases combustibles totalesdescargados en la superficie por ellodo que está circulando.

B. Cromatógrafo. Este instrumentocomplejo tiene el potencial deidentificar el tipo y el volumenrelativo de gases que están presentes.Como se trata de un instrumentocalibrado, el cromatógrafo es másconfiable y constituye una mejorherramienta de evaluación que elregistrador de “alambre caliente”.Varias versiones de este instrumentoestán disponibles, y algunascompañías de registro de lodo estánusando dispositivos más recientes ymás sensibles.

Indicador geológico 5: Lodo cortadopor gasEl lodo cortado por gas muestra lareducción del peso del lodo causada porel arrastre del gas. El lodo cortado porgas es controlado en la línea de flujo,donde el fluido contiene la máximacantidad de gas. El uso de equipos deeliminación de gas, así como el tiempode retención superficial, eliminará lamayoría o todo el gas del lodo. Estoconstituye una simple medida quepuede ser tomada por las cuadrillas delequipo de perforación cuando no seutiliza ninguna compañía de registro delodo en el pozo. La medida puede sertomada para indicar los efectos del gasde la perforación, las conexiones y losviajes. Si el peso del lodo siguedisminuyendo debido al gas, esto indicaun aumento del contenido de gas en lasformaciones y la posibilidad deaumento de las presiones porales.(OBSERVACIÓN: La sección sobreProblemas Especiales de este capítulocontiene una explicación más detallada dellodo cortado por gas).Indicador geológico 6: Ion cloruroLos sólidos disueltos en el agua de laformación están frecuentementecorrelacionados con la concentracióntotal de cloruros – comúnmente

conocida como la salinidad. Sabemosque la salinidad del agua encontrada enla lutita aumenta con la profundidad enuna cuenca sedimentaria compactadanormalmente, pero disminuye en unazona de transición. En las formacionescompactadas normalmente, sabemosque la salinidad del agua encontrada enla arenisca sigue la misma tendencia,pero a concentraciones mucho másaltas que las que son encontradas en lalutita. En una zona de transición, lasalinidad del agua en la arena seaproxima a la salinidad del agua en laslutitas. El cambio de salinidad delfiltrado de lodo no es usado paradetectar las presiones anormales porquelo afectan numerosas variables y podríadar una indicación errónea de una zonade transición.

La mayoría de las compañías deregistro indican que la medición de laresistividad del lodo para reflejar loscambios de salinidad del agua de laformación no ha producido resultados.El aceite, los sólidos y los productosquímicos presentes en el lodo afectande manera diferente la resistividad dellodo. Las compañías de registroreportan que las mediciones de loscambios de resistividad en la línea desucción y en la línea de flujo no soneficaces para detectar las zonas desobrepresión.Indicador geológico 7: Capacidad deIntercambio Catiónico (CEC)

Durante la compactación, el agua dela lutita es exprimida, haciendo que ladensidad de la lutita aumente con lasobrecarga. Las lutitas se componenprincipalmente de minerales arcillosos.Cuando son compactados, losminerales arcillosos sufren cambiosmineralógicos causados por lasvariaciones de temperatura y presión.Debido a la diagénesis de lamontmorilonita en ilita, se anticipa unareducción continua del contenido demontmorilonita con la profundidad.Debido a las temperaturas más altas enuna zona de transición, el contenido demontmorilonita disminuye a unavelocidad mucho más rápida. Por lotanto, el mineral arcillosopredominante en estas zonas desobrepresión debería ser la ilita.

El lodocortado porgas muestrala reduccióndel peso dellodo causadapor elarrastre delgas.

El aumentode latemperaturade la línea deflujo es unexcelenteindicador deuna zona detransición.


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La CEC de la lutita recuperada de lazaranda puede ser medida directamentemediante la valoración estándar de azulde metileno. Un gráfico de los resultadosde la prueba de CEC de la lutita enfunción de la profundidad debería indicaruna disminución en función de laprofundidad en una zona presurizadanormalmente, pero indicará unareducción drástica en una zona detransición. Sin embargo, este método sóloes cualitativo y tiene algunosinconvenientes graves. Indicador geológico 8: Temperatura dela línea de flujoEl aumento de la temperatura de la líneade flujo es un excelente indicador de unazona de transición. Como otras variablesafectan la temperatura de la línea de flujo,es necesario usar un gráfico de extremo aextremo. Algunas de las variables queafectan la temperatura de la línea de flujoson: (1) peso de lodo, (2) contenido desólidos, (3) propiedades de flujo, (4)velocidades de circulación y (5) geometríadel pozo. El gráfico de extremo a extremose construye identificando los cambios detemperatura de la línea de flujo causadospor un cambio en las variables, en vez deun cambio en la presión de la formación.La causa y la magnitud de los cambiosson anotadas en el gráfico y estos valoresse suman o restan de los valores realespara producir un gráfico continuo. Deesta manera se puede establecer unatendencia normal y las desviaciones de la

tendencia normal serán fáciles dereconocer. Un gráfico de extremo aextremo producirá una curva como la quese puede ver en la Figura 8. La diferenciaentre los puntos altos y bajos es de 5 a 6º.Los puntos altos resultan de laperforación de rocas porosas quecontienen fluidos, y los puntos bajosresultan de la perforación de rocas másdensas.

A unos 150 a 300 pies encima del sello,se observará una reducción marcada de latemperatura de la línea de flujo (Punto Aen la Figura 8). En general, esta reducciónes de 18 a 20º. Después de perforar elsello, la temperatura aumentará muyrápidamente – quizás hasta 30 - 35º,desde el momento en que se perfora elsello hasta momento en que se encuentrauna zona porosa.

La zona de transición porosa ubicadadebajo del sello de presión contiene másfluido que la formación presurizadanormalmente que está ubicada encima deéstos. El fluido actúa como un aislador,limitando el paso del calor. Las rocasubicadas debajo de una zona detransición tendrán una temperatura másalta debido a la energía transmitida alfluido a medida que la presión aumenta.

Se han realizado numerosasinvestigaciones en el campo de latemperatura diferencial entre la línea deflujo y el tanque de succión. Estasinvestigaciones son generalmenteconsideradas poco útiles debido a lasvariables que afectan la temperatura deltanque de succión. Estas variables, lascuales son muy difíciles de monitorear,incluyen:1. La cantidad de agua añadida al lodo.2. El equipo de control de sólidos

(deslimadores, desarenadores,desgasificadores y centrífugas).

3. La temperatura ambiente.4. El volumen de lodo en los tanques.5. La cantidad de agitación.

Los cambios de la temperatura de lalínea de flujo no pueden ser usados paraestimar directamente las presiones de laformación, debido a las variables de latemperatura de la línea de flujo y alhecho de que cada área geográfica tienediferentes gradientes de temperatura. Sinembargo, los cambios de la temperaturade la línea de flujo constituyen unaindicación cualitativa de que algúncambio de presión puede estarocurriendo.

Prof

un

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1.0

00)

Peso

del

lod

o (l

b/ga

l)

7

8

9

10

11

12

9,8

9,810,010,311,7

11,711,714,614,6

14,616,8

Indicio

Indicio

Indicio

Indicio cortepor gas

Indicio-amago

Indicio-amago

Tope de la zona detransición

A

130 140 150 160 170 180Temperatura de la línea de flujo (°F)

Figura 8: Temperatura de la línea de flujo como indicación dela zona de transición y de las geopresiones.

Control de Presión


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Varios métodos, tanto directos comoindirectos, existen para confirmar laspresiones de la formación una vez queel pozo ha sido perforado. Algunas delas técnicas más comunes se describen acontinuación.

Pruebas de la formación. Se realizauna prueba de productividad potencialde la formación para obtenerinformación precisa sobre lascapacidades productivas potenciales deun yacimiento. Los objetivosprincipales de la prueba son determinarlos tipos de fluidos, la capacidad deproducción potencial y las presionessubsuperficiales.

El nombre de la prueba deproductividad potencial de laformación (en inglés, “drill-stem test”)se deriva del hecho que se usa lacolumna de perforación comoconducto para llevar los fluidos de laformación hasta la superficie. La zonade interés es aislada mediante unempaque simple si está ubicada alfondo del pozo, o empaques en tándemsi está ubicada más arriba del fondo.

La presión subsuperficial seráregistrada durante la ejecución de estaprueba.

Pruebas de presión estática del pozocerrado. Las pruebas de presión estáticadel pozo cerrado son realizadas en lospozos completados, durante toda lavida productiva de estos pozos. Comola producción causa el agotamiento dela presión, los productores prefierenrealizar dichas pruebas al principio de lavida del yacimiento. Se usan técnicasmatemáticas para convertir losresultados de las pruebas de presiónestática del pozo cerrado en valoresaproximados de presión de laformación.

Bombas de presión de fondo. Sepuede usar una variedad deinstrumentos para medir directamentela presión de la formación bajo lascondiciones de fondo. Estas “bombas”son generalmente introducidas en elpozo mediante cables.

Evaluación del registro con cable.Los registros realizados en el pozopueden ser evaluados de la misma

manera que los registros de pozosvecinos, para evaluar la presión de laformación y marcar las zonasgeopresurizadas. A su vez, este tipo deinformación es útil para la planificaciónde pozos subsiguientes. La informaciónde perforación y los datos del registrocon cable deberían ser analizados juntospara mejorar la precisión de las técnicasde predicción de presión que fueronusadas durante la planificación de pozo.

PRESIÓN DE FRACTURA

La presión de fractura es la presiónrequerida para romper físicamente unaformación, permitiendo la entrada defluidos de perforación en la formación.Esta presión depende de la presión delfluido (presión poral) y de la resistenciamatricial de la roca. Varios factoresafectan la presión de fractura de laformación:1. Edad geológica.2. Profundidad y sobrecarga.3. Presión poral.1. Edad geológicaA medida que las rocas envejecen,muchos cambios ocurren. Algunos deestos cambios son:1. Grado de compactación a medida

que la profundidad aumenta.2. Grado de cementación debido a la

compactación y a la precipitaciónquímica en los espacios porales.

3. Incidencia de factores tectónicoscomo el plegamiento, el fallamientoy la intrusión de flujos de sal omagma.

Por regla general, un áreatectónicamente relajada como el Golfode México estaría caracterizada por lafracturación vertical. Esto se debe alhecho de que el esfuerzo más grande esaproximadamente vertical e igual a lasobrecarga.2. Profundidad y sobrecargaA medida que las capas de roca quedanenterradas a mayores profundidades, elaumento de la presión de sobrecarga(PO) causa la compactación. Esteproceso reduce la distancia entre losgranos de la roca y hace que lacementación sea más eficaz. Esta

Análisis de Presión/Zona de Transición Después de laPerforación

Se realizauna pruebadeproductividadpotencial dela formaciónpara obtenerinformaciónprecisa sobrelascapacidades...

Las pruebasde presiónestática delpozo cerradoson realizadasen los pozoscompletados...


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Normalmente,la presión defractura de lospozoscostafuera esinferior a la delos pozosperforados entierra.

combinación de factores aumenta laresistencia de la matriz de la roca.3. Presión poralUna vez que un sello se ha formado, elproceso de compactación disminuye yel fluido de la formación soporta partede la sobrecarga. Este proceso causa elaumento de la presión del fluido (opresión poral). A su vez, esto causa elaumento de la presión de fractura de laformación.

CUANTIFICACIÓN DE LOS GRADIENTES DEFRACTURA

Si es necesario superar la presiónintergranular (PI) más la presión poral(PP) para que una fractura ocurra,entonces la presión de fractura (PFRAC)debería ser igual a la presión desobrecarga:

PFRAC = PO o PP + PI, (ya que PO = PP + PI)

Como las presiones de fractura songeneralmente inferiores a este valor, estaecuación suele escribirse PFRAC = PP +(PO – PP), de manera que unmultiplicador de profundidad (X) puedaser multiplicado por la porciónintergranular (o resistencia de la matrizde la roca) de la ecuación dentro de losparéntesis.

PFRAC = PP + (PO – PP) X

Donde X es inferior a uno, para teneren cuenta las presiones de fractura queson inferiores a la presión desobrecarga.

La determinación exacta de estemultiplicador X (o cualquier correcciónequivalente) ha sido realizada connumerosos métodos matemáticos.Hubbard & Willis (1957) usaron unaecuación del tipo de gradiente:

PFRAC = α (POG – 2PPG)D

Donde: D = Profundidad (pies)POG = Gradiente de sobrecarga igual a

1,0 (psi/pie) PPG = Gradiente de presión poral

(psi/pie)

Matthews & Kelly (1967)desarrollaron un enfoque algo diferente.

Llegaron a la conclusión de que cadavez que una formación se fracturahorizontalmente, la presión requeridaes igual al esfuerzo de sobrecarga. Sinembargo, la mayoría de lasfracturaciones ocurren en la direcciónvertical, es decir que la presiónrequerida es considerablemente inferioral esfuerzo de sobrecarga. Su ecuaciónusaba un multiplicador de “coeficientede esfuerzo de matriz” (Ki) basado enuna relación variable del esfuerzohorizontal al esfuerzo vertical. Laecuación de gradiente de Matthews &Kelly es la siguiente:

PFRAC = PPG + (POG – PPG) KiD

Donde: Ki = Coeficiente de esfuerzo de la matriz

Eaton (1969) desarrolló otro enfoquebasado en el supuesto de que elgradiente de presión de fractura está enfunción del gradiente de esfuerzo desobrecarga, el gradiente de presión poraly la relación del esfuerzo horizontal alesfuerzo vertical. Eaton llamó estocoeficiente de Poisson (v), expresándolode la siguiente manera:

PFRAC v= PPG + (POG – PPG)

D 1 – v

Donde: v = Coeficiente de Poisson de la roca

El programa de computadora FRAC™ deM-I usa un método desarrollado porZamora que integra la sobrecarga enbase a una curva de densidad aparentesegún el modelo de ley exponencial,con códigos de sobrecarga (A) para cadaedad geológica, y usa un coeficiente deesfuerzo de matriz (K) basado en loscódigos regionales de esfuerzo de matriz(M).

PFRAC = PPG + (POG – PPG) KD

Donde: K = M [1,0 – C5 exp(C6DS)] C5 = 0,55 y C6 = - 0,000134

Ver “Petroleum Engineer International”,septiembre de 1989, páginas 38 a 47, parauna descripción más detallada de estatécnica.

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Control de Presión


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PRESIONES DE FRACTURA PARA LASOPERACIONES COSTAFUERANormalmente, la presión de fractura delos pozos costafuera es inferior a la delos pozos perforados en tierra. Estoocurre como resultado de una presiónde sobrecarga más baja debido a laprofundidad de agua y al intervalo deaire.

En aguas poco profundas, la presiónde fractura sólo varía ligeramente de lapresión de fractura anticipada en tierra.En aguas más profundas, la reducciónde la presión de sobrecarga esimportante. La reducción de la presiónde sobrecarga producirá una reducciónde la presión de fractura. Si no haydatos disponibles para una región deaguas profundas, se puede usar unaregla general para hacer un cálculoaproximado del gradiente de fractura.La regla es, que para cada 1.000 pies deagua, el gradiente de fractura disminuyeen 0,8 lb/gal en relación con elgradiente de fractura de un pozo similaren tierra.

MEDICIÓN DE LA PRESIÓN DE FRACTURAMuchos problemas surgen cuando seintenta hacer un cálculo aproximado delas presiones de fractura. Esto se debe aque los valores exactos de loscomponentes que contribuyen a laresistencia de la formación no sonconocidos. Estos factores son locales.Los datos de una región no se puedenaplicar fácilmente a otras regiones.

El cálculo aproximado de la presiónde fractura es usado para ayudar adiseñar un programa de perforaciónpara un pozo en lo que se refiere a lasprofundidades de la tubería derevestimiento y los tamaños del pozo.Una vez que se ha iniciado laperforación de un pozo, la presión defractura de la formación debería serdeterminada mediante pruebas físicas.

Se utilizan dos pruebas para medir laresistencia de la formación o la presiónde fractura. Éstas son: (1) la Prueba deFuga (LOT o “Leak-Off Test”) y (2) laPrueba de Integridad de la Formación(FIT). Estas pruebas son realizadasdespués de colocar la tubería derevestimiento y de perforar la zapata decementación de la tubería derevestimiento. Aunque losprocedimientos varíen de un operador aotro, la práctica comúnmente utilizada

consiste en perforar hasta la primeraarena o 10 pies de formación nuevaantes de realizar cualquiera de estaspruebas. En algunos casos, la pruebapuede ser repetida después de perforarun intervalo adicional. Esto suelehacerse cuando se usan pesos de lodoque exceden los pesos previstos en elplan del pozo o el programa de lodo.

Las pruebas de fuga (“leak-off test”) ylas pruebas de integridad de laformación son similares. La diferenciaes que la prueba de fuga fractura laformación y mide la resistencia efectivade la formación, mientras que la pruebade integridad de la formación mide laformación hasta una presiónpredeterminada, pero no causa ningunafractura. La formación que se estáperforando determina generalmente laprueba que debe ser realizada. Laprueba de integridad de la formación seusa más frecuentemente enformaciones de rocas duras que laprueba de fuga.

PROCEDIMIENTOS DE LA PRUEBA DEFUGA (“LEAK-OFF TEST”)1. Perforar la zapata de cementación de

la tubería de revestimiento y unintervalo suficiente de formaciónnueva.

2. Hacer circular el fluido de perforaciónpara asegurar un peso de lodouniforme.

3. Apagar las bombas del equipo deperforación y cerrar el pozo.

4. Bombear lodo dentro del pozocerrado a una velocidad muy baja. Se

El cálculoaproximadode la presiónde fractura esusado paraayudar adiseñar unprograma deperforaciónpara unpozo...

Pres

ión

(ps

i x

1.00

0)

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

A = Presión de fugaB = Presión máxima de pruebaC = Esfuerzo mínimo de la formaciónD = Presión de cierre de la fractura

Tiempode cierre

(min)

AB

C D

Figura 9: Ejemplo de gráfico de la prueba de fuga(“leak-off test”) (según Postler).

0 1 2 3 4 5Volumen (bbl)


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usa una velocidad típica de bombeode 0,25 a 0,5 barriles por minuto(bbl/min). Normalmente se usa unaunidad de cementación de maneraque se pueda obtener una indicaciónprecisa del volumen y de la presión.

5. Registrar la presión y el volumenbombeado. Estos datos deberían serpresentados en forma gráfica paradeterminar el punto en el que elfluido está siendo bombeado dentrode la formación (fuga). Una pruebade fuga normal indicará un aumentolineal de la presión en relación con elvolumen de lodo bombeado. Una vezque se alcanza la presión de fractura,la presión dejará de aumentar con elvolumen bombeado, ya que lafractura se está propagando. Enrealidad, la presión puede disminuir amedida que se bombea fluido dentrode la formación. La Figura 9 ilustraun gráfico obtenido de una pruebade fuga.

6. Una vez que se ha observado la fuga,interrumpir el bombeo y observar elpozo. La presión debería permanecerrelativamente constante o disminuirligeramente una vez que seinterrumpe el bombeo.

7. Registrar la presión en el momentoen que el fluido comienza ainfiltrarse en la formación. Convertiresta presión a un peso de lodo (MW)equivalente usando la siguienteecuación:Equiv. MW (lb/gal) = presión de fuga (leak-off) (psi)0,052 x TVD de la zapata (pies)

El peso de lodo de fractura se calculasumando el peso de lodo equivalente alpeso de lodo de la prueba.

PROCEDIMIENTOS DE LA PRUEBA DEINTEGRIDAD DE LA FORMACIÓNUsar el mismo procedimiento citadoanteriormente hasta llegar al Paso 5. Elpeso de lodo máximo predeterminadopara el intervalo está indicado en elplan del pozo. Normalmente se añade0,5 a 1,0 lb/gal a este valor como factorde seguridad. Se calcula la diferenciaentre este peso de lodo y el peso delodo en el pozo. Luego se convierte ladiferencia a una presión en la zapata decementación de la tubería derevestimiento. Entonces se puede usaresta presión como presión máxima de

prueba para realizar la prueba deintegridad de la formación. Ejemplo de FIT:MW = 13,5 lb/galTVD tubería de

revestimiento = 7.500 piesPeso de lodo

máximo anticipado = 16,0 lb/galMargen de seguridad

deseado = 0,5 lb/gal

Determinar la presión de FIT requerida.1. Peso de lodo máximo admisible =

MW máximo anticipado + margende seguridad

= 16,0 + 0,5 = 16,5 lb/gal2. Presión de prueba (psi) = MW

(lb/gal) – MW de prueba (lb/gal) x0,052 x TVD de la zapata (pies) =

(16,5-13,5) x 0,052 x 7.500 = 1.170 psi.

La prueba de productividad potencialde la formación permite determinarfísicamente sus límites de presión(presión de fractura). Si ocurre algúnamago y se cierra el pozo, la suma de lapresión estática del pozo cerrado y lapresión hidrostática del lodo podríaexceder la presión de fractura de laformación. Por lo tanto, es importanteconocer la presión estática de cierre delpozo que puede soportar la formaciónantes de sufrir un amago. La PresiónMáxima Admisible (de cierre) de laTubería de Revestimiento (MACP)cambia cuando la densidad del lodocambia. La ecuación para determinar laMACP es la siguiente:

MACP (psi) = (MW fractura (lb/gal)– MW (lb/gal)) x TVD de lazapata (pies) x 0,052

Este cálculo debería ser realizado cadavez que se cambia el peso del lodo. Estábasado en el gradiente de fractura en lazapata de cementación de la tubería derevestimiento, ya que se supone que lazapata es el punto más débil del pozo.

La MACP puede ser representadagráficamente de manera que no seanecesario calcular la presión cada vezque se cambia el peso del lodo. Se trazael gráfico sobre coordenadasrectangulares, con la MACP en el ejevertical y el peso del lodo en el ejehorizontal. La Figura 10 constituye unejemplo de un gráfico de MACP. Paratrazar el gráfico, marcar un punto en lapresión de fuga y el peso de lodo usado

... esimportanteconocer lapresiónestática decierre delpozo quepuedesoportar laformaciónantes desufrir unamago.

Control de Presión


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para realizar la prueba de fuga. Luego,marcar un punto en el gradiente defractura y a 0 psi. Conectar los dospuntos con una línea recta. Para usar elgráfico, determinar el peso del lodo en elpozo y leer la MACP en el punto deintersección entre la línea y el peso dellodo. Se puede incorporar un margen deseguridad en este gráfico, trazando otralínea paralela a la línea de presiónmáxima estática del pozo cerrado que yafue trazada. Esta línea debería reflejar elmargen de seguridad deseado, en lb/gal.En el ejemplo proporcionado en laFigura 10, se usa 0,5 lb/gal comomargen de seguridad. El uso de ungráfico tiene la ventaja de eliminar lanecesidad de calcular la presiónhidrostática del lodo cada vez que secambia el peso del lodo.

La MACP debería ser monitoreadacuando se cierra un pozo debido a un

amago y cuando se está circulando elamago fuera del pozo. No se debepermitir que la presión de la tubería derevestimiento exceda la MACP hastaque la burbuja de gas llegue a la zapatade cementación de la tubería derevestimiento, mientras se hace circularel amago hacia afuera del pozo. Una vezque la intrusión llega a la zapata decementación de la tubería derevestimiento, la presión hidrostática enla zapata puede ser reducida en lacantidad que corresponde a la reducciónde la presión hidrostática causada por laintrusión en la zapata de cementaciónde la tubería de revestimiento. Por lotanto, la presión de la tubería derevestimiento puede aumentar en lacantidad de reducción de presiónhidrostática. El peso del influjo debe serdeterminado para calcular estareducción de la presión hidrostáticaencima de la zapata.

La Figura 10 indica que, a medida queel peso del lodo se acerca al peso de lafractura, la presión máxima admisible decierre de la tubería de revestimientodisminuye. Por lo tanto, los programasde tubería de revestimiento debenprever una presión máxima admisiblesegura de cierre de la tubería derevestimiento que exceda el peso delodo anticipado. Muchos problemaspueden ser evitados o minimizadosmediante el uso de un programa deprueba de los asientos de la zapata, laevaluación de los resultados y la tomade decisiones apropiadas basadas enestos resultados.

MA

CP

(psi

x 1

.000

)

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

Presión admisible de la tuberíade revestimiento vs. peso dellodo (de la prueba de fuga)

Presión de la tubería derevestimiento sin el factorde seguridad

Presión de la tuberíade revestimiento conel factor de seguridad

Figura 10: Ejemplo de gráfico de la presión máximaadmisible de la tubería de revestimiento.

9,0 9,6 10,011,0 12,0 13,0 14,0 15,0Peso del lodo (lb/gal)

Pérdida de PresiónA los efectos de este manual, sedefinirá la pérdida de presión como lapresión agotada para hacer que unfluido fluya a través de una tubería uotro dispositivo, tal como un motorde fondo. La pérdida de presión estáen función de las propiedades de flujoy del caudal.

PÉRDIDA DE PRESIÓN DE CIRCULACIÓN(CPL)La CPL es la presión requerida parabombear un fluido con propiedadesdeterminadas a un caudaldeterminado a través del sistema decirculación. Esta presión es la suma delas pérdidas de presión en la columna

de perforación, la barrena y el espacioanular. Es importante recordar quecuando la velocidad de bombeo, laprofundidad del pozo o laspropiedades del lodo cambian, lapérdida de presión de circulacióntambién cambia.

PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LA LÍNEA DEESTRANGULAR (CLPL)La CLPL es la presión de fricciónrequerida para desplazar el fluido deperforación desde el conjunto de BOPhasta el estrangulador ajustable. Paralos pozos con Preventores deReventones (BOPs) superficiales, estapérdida de presión es mínima. Sinembargo, en los pozos de aguas

La CPL...esla suma delas pérdidasde presión enla columnadeperforación,la barrena yel espacioanular.

La CLPL esla presión defricciónrequeridaparadesplazar elfluido deperforacióndesde elconjunto deBOP hasta elestranguladorajustable.


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profundas con conjuntos de BOPsubmarinos, esta presión esimportante y debe ser considerada.

La presión de fricción de la línea deestrangular debería ser determinada yregistrada en cada turno o cada vezque se produce algún cambioimportante en la profundidad delpozo o las propiedades del lodo. Lapresión de fricción de la línea deestrangular se determina durante lacirculación a una velocidad debombeo lenta, comparando la presiónde circulación a través del riser con lapresión de circulación a través de lalínea de estrangular con el BOPcerrado y el estrangulador totalmenteabierto. La presión de fricción de lalínea de estrangular es igual a ladiferencia entre estas presiones. Lacontrapresión en la formación durantela circulación a través delestrangulador es igual a la indicacióndel manómetro de la tubería derevestimiento más la presión defricción de la línea de estrangular. Lasescuelas de control de pozossubmarinos describen detalladamentelas presiones de fricción de la línea deestrangular.

PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR (APL)La pérdida de presión a través delespacio anular, entre la barrena y elniple de campana, constituye la pérdidade presión anular. La APL depende delcaudal, las propiedades del lodo ydiámetro hidráulico. La APL estáindicada en psi (libras por pulgadacuadrada) y constituye una presiónimpuesta sobre el pozo cuando secircula en condiciones normales. LaAPL se calcula usando las ecuacionesproporcionadas en el capítulo de estemanual sobre Reología e Hidráulica oen el boletín de API sobre la reología yla hidráulica, API RP 13D.

DENSIDAD EQUIVALENTE DECIRCULACIÓN

La ECD es la presión ejercida sobre laformación por la presión hidrostáticadel fluido de perforación más laspérdidas de presión de circulaciónanular, indicada por el peso de lodoque produciría una presiónhidrostática igual a la suma de estaspresiones.

ECD (psi) =APL (psi)

MW (lb/gal) +0,052 x TVD (pies)

Ejemplo:MW: 10,0 lb/galTD: 10.000 piesAPL: 15 psi/1.000 pies

¿Cuál es la ECD a 10.000 pies?APL Total=

15x 10.000 = 150 psi

1.000

ECD (lb/gal) =150

10,0 +0,052 x 10.000

= 10,3 lb/gal

PRESIONES DE SURGENCIA/PISTONEOCuando se introduce la tubería dentrode un pozo lleno de lodo, el lodo esdesplazado hacia arriba en el espacioanular, desde la barrena. La presiónhidrostática es aumentada por lasfuerzas de fricción del lodo que fluyehacia arriba. La suma de estas fuerzas defricción de flujo y la presiónhidrostática se llama presión de surgencia.Las presiones de surgencia causadas porel movimiento de la tubería puedenfracturar las formaciones y causarpérdidas de retornos.

Cuando se saca la tubería de un pozolleno de lodo, la columna de lodo en elespacio anular cae para desplazar latubería retirada del pozo. La presiónhidrostática es reducida por las fuerzasde fricción del lodo que fluye haciaabajo para desplazar la tubería. Lapresión hidrostática menos la reducciónde presión causada al sacar la tuberíadel pozo se llama presión de pistoneo.La reducción de la presión hidrostáticacausada por el pistoneo puede“pistonear” los fluidos de la formacióndentro del pozo y causar un amago delpozo.

Durante los viajes, la tubería eslevantada de las cuñas y acelerada hastauna velocidad máxima, y luegodisminuye la velocidad hasta detenersemientras que se reposicionan la cuñas.Las presiones de pistoneo y surgenciason calculadas para la velocidadmáxima que es difícil de determinar. Lamayoría de los cálculos de pistoneo y

La reducciónde la presiónhidrostáticacausada porel pistoneopuede...causar unamago delpozo.

Las presionesde surgenciacausadas por elmovimientode la tuberíapuedenfracturar lasformacionesy causarpérdidas deretornos.

Control de Presión


CAPÍTULO

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surgencia suponen que la velocidadmáxima de movimiento de la tubería es50% más grande que la velocidadmedia de la tubería. En base a estossupuestos, si se tarda un minuto enmeter o sacar un grupo de tubos de 90pies, la velocidad media de la tubería esde 1,5 pies/seg. (90/60) y la velocidadmáxima de la tubería sería comomínimo 2,25 pies/seg. (1,5 x 90/60).

Después de determinar la velocidaddel lodo a partir del movimiento de latubería, las presiones de pistoneo ysurgencia pueden ser determinadasusando los cálculos estándar dehidráulica de API.

MARGEN DE VIAJEEl margen de viaje es la cantidad en quese aumenta la densidad del lodo paracompensar la pérdida de la presión defondo causada por el pistoneo cuandose saca del pozo la tubería deperforación. El margen de viajecambiará según las condiciones, perodebería ser mantenido al nivel más bajoposible. Los pesos de lodo excesivosaumentan las presiones de surgencia yreducen la velocidad de penetracióndurante la perforación.

A continuación se proporciona unasimple ecuación para realizar un cálculoaproximado del margen de viaje:

Margen de viaje (lb/gal) =PC

11,7(Dh – Dp)

Donde:PC = Punto cedente (lb/100 pies2)Dh = Diámetro del pozo (pulg.)Dp = Diámetro de la tubería (pulg.)

Ejemplo 6PC = 17 lb/100 pies2

Dh = 8,5 pulg.Dp = 4,5 pulg.

¿Cuál es el margen de viajenecesario?

Margen de viaje (lb/gal) =17

= 0,36 lb/gal11,7(8,5 – 4,5)

PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA DEPERFORACIÓN (SIDPP)La presión de cierre de la tubería deperforación es la presión registrada en la

tubería de perforación (manómetro deltubo vertical) cuando el pozo estácerrado con un amago. La SIDPP es lacantidad de presión requerida parabalancear la presión de la formacióndebido a la presión hidrostáticainsuficiente en la tubería deperforación.

Siempre se supone que el amagoocurre en el espacio anular, debido a ladirección de movimiento del lododurante la circulación. Esto deja unacolumna de fluido de perforación nocontaminado dentro de la tubería deperforación. A partir de este supuesto, sepuede calcular directamente la presiónde la formación (Pform):

Pform (psi) = PHID (psi) + SIDPP (psi)

Ejemplo 7TVD = 12.000 piesMW = 14,0 lb/galSIDPP = 500 psi

¿Cuál es la presión de la formación?Presión de la formación (psi) =

(0,052 x 14,0 x 12.000) + 500 =9.236 psi

Cuando se usa un motor de fondo,pueda que no sea posible leer la SIDPPindicada por el manómetro del tubovertical. La presión de la formaciónpuede ser comunicada de tres manerasa la columna de lodo dentro de lacolumna de perforación cuando se usaun motor de fondo: (1) a través de lasválvulas de descarga; (2) a través delrotor, si está perforado; y (3) a través delmotor.

Muchas compañías no usan válvulasde descarga. No obstante, aun cuandoson usadas, se considera que estasválvulas no se abrirán el 50% de lasveces después de haber sido sometidas ala temperatura y a la presión durante laperforación.

Los rotores con orificio permiten unflujo directo del lodo desde la columnade perforación hacia la barrena.Barrenas de chorro o blancos (tapón)son usados en los rotores. Un blancoimpide la comunicación de laspresiones de la formación a la columnade perforación a través del rotor.

Si la presión de la formación excede lapresión hidrostática en menos de 150psi, no podrá ser comunicada a la

La presión decierre de latubería deperforaciónes la presiónregistrada enla tubería deperforación...cuando elpozo estácerrado conun amago.


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columna de perforación a través delmotor de fondo. La presión requeridapara la comunicación a través delmotor de fondo puede ser más alta que150 psi para algunas condiciones ydiseños de motor de fondo. El procesode compensación de la presión más alládel rotor puede tardar bastante.

Cada vez que el pozo recibe unamago o que se sospecha algún amago,la perforación no debería comenzar denuevo hasta que se haya determinadoque el peso del lodo es adecuado paracontrolar el pozo.

PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA DEREVESTIMIENTO (SICP)La presión de cierre de la tubería derevestimiento es la presión registrada enla tubería de revestimiento cuando secierra el pozo con un amago dentro delmismo. La SICP es similar a la SIDPP enque se trata de la cantidad de presiónrequerida para balancear la presión dela formación debido a la presiónhidrostática insuficiente dentro delespacio anular. Como se mencionóanteriormente, se supone que elvolumen de amago está en el espacioanular. Esto resultará en fluidos dedensidades y volúmenes diferentesdesconocidos en el espacio anular.Como la densidad del fluido de amagoes generalmente más baja que ladensidad del fluido de perforación, laSICP será mayor que la SIDPP, debido ala presión hidrostática más baja en elespacio anular.

La SIDPP y la SICP pueden ser igualesbajo condiciones donde el fluido queentra tiene la misma densidad que elfluido de perforación, o si el volumende amago es nulo o insignificante.

Ejemplo 8TD = 10.000 piesMW = 10,0 lb/gal SIDPP = 400 psiInformación sobre el amago = 5,0 lb/gal (1.000

pies en el espacioanular)

¿Cuál es la SICP?1. Presión de la formación =

0,052 x 10,0 x 10.000 + 400 = 5.600 psi

2a. PHID (lodo en el espacio anular) = 0,052 x 10,0 x 9.000

= 4.680 psi2b. PHID (intrusión en el espacio

anular) = 0,052 x 5,0 x 1.000 = 260 psi

2c. PHID (total en el espacio anular) = 4.680 + 260 = 4.940 psi

Por lo tanto:SICP = Pform – PHID (espacio anular)

= 5.600 – 4.940 = 660 psi

PESO DEL LODO PARA MATAR EL POZO

El peso del lodo para matar el pozo(lodo pesado) es el peso de lodorequerido para balancear la presión dela formación.

MW para matar (lb/gal) =SIDPP (psi)

MW (lb/gal) +0,052 x profundidad (pies)

Ejemplo 9SIDPP = 400 psiMW = 12,0 lb/galTVD = 13.200 pies

¿Cuál es el peso de lodo necesariopara balancear la presión de laformación?

MW para matar (lb/gal) =400

12,0 +0,052 x 13.200

= 12,6 lb/gal

FÓRMULA DE DENSIFICACIÓN

Esta fórmula indica el número delibras necesarias para densificar unbarril de lodo:

1.471 (MW2 – MW1)Barita (lb/bbl) =35,0 – MW2

Donde:MW2 = Peso de lodo deseado (lb/gal)MW1 = Peso de lodo inicial (lb/gal)

FÓRMULA DE AUMENTO DEL VOLUMEN

Esta fórmula puede ser usada paradeterminar el aumento del volumencuando se añade barita:

Aumento del volumen (bbl) =barita añadida (lb)

1.471

El peso dellodo paramatar elpozo es elpeso de lodorequeridoparabalancear lapresión de laformación.

Control de Presión


CAPÍTULO

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Ejemplo 10Peso de lodo inicial = 14,0 lb/galPeso de lodo deseado = 15,2 lb/galVolumen de lodo = 350 bbl

¿Cuántas libras de barita deben serañadidas para densificar este sistemade lodo?

¿Cuál sería el aumento resultante delvolumen?

Barita (lb) = 1.471 (15,2 – 14,0)

350 bbl35,0 – 15,2

= 31.203 lbAumento del volumen (bbl) =

31.203 lb1.471 lb/bbl

= 21,2 bbl

DENSIDAD DEL INFLUJOCualquier gas o fluido que entra en elpozo tiene una densidad, pero el pozopuede ser controlado sin que seconozca la densidad de dicho gas ofluido. Los procedimientos para hacercircular el fluido fuera del pozo son losmismos para todos los fluidos de laformación. Siempre se supone que elfluido de la formación es gas, ya queesto constituye el peor de los casospara el control del pozo. Alaproximarse a la superficie, el gas seexpande, produciendo altas presionesen la tubería de revestimiento. El gasrequiere más ajustes del estranguladorpara controlar las presiones de fondoque el aceite o el agua salada. Si sedetermina la densidad del fluido, éstepuede ser aislado en la superficie paraimpedir la contaminación del sistemade fluido de perforación con aguasalada o aceite. En todos los casos, elobjetivo principal es restablecer elcontrol del pozo.

Se debe partir de varios supuestospara calcular la densidad del influjo. Elprimero es que el amago sigue siendouna mezcla homogénea en el espacioanular. El segundo es que el amagoestá en el fondo. También se requiereun volumen preciso del amago paraasegurar la precisión del cálculo.Después de calcular la altura de lacolumna a partir de los volúmenesanulares alrededor de los portamechasy la tubería de perforación, la

densidad del fluido de la formaciónpuede ser calculada con la siguienteecuación:

SICP – SIDPPFW = MW –

0,052 x L Donde:FW = Densidad del fluido de

amago (lb/gal)MW = Peso del lodo (lb/gal)SICP = Presión de cierre de la

tubería de revestimiento (psi)SIDPP = Presión de cierre de la tubería

de perforación (psi)L = Longitud del amago en el

espacio anular (pies)

Ejemplo 11Volumen de amago = 10 bblSIDPP = 400 psiSICP = 500 psiTamaño del pozo = 8,5 in.Tubería de perforación (DP) = 4,5 in.MW = 12,0 lb/gal

Determinar la longitud del amago.Volumen anular =

8.52 – 4.52

= 0,05 bbl/pie1.029

Longitud =10 bbl

= 200 pies0,05 bbl/pie

FW =500 – 400

12 – = 2,38 lb/gal0,052 x 200

RELACIÓN ENTRE LA PRESIÓN Y ELVOLUMEN

Los gases son comprimibles. El volumende un gas confinado varía en relacióninversamente proporcional a la presión.Si se dobla la presión, el volumen sereduce a la mitad. El volumen de un gasconfinado es proporcional a latemperatura absoluta (temperaturaabsoluta en grados Rankine = ºF + 460).Cuando se cierra un pozo con gas en elfondo, el volumen de gas es controladopor la presión hidrostática del lodo, lapresión de la tubería de revestimiento yla temperatura. Si el gas circula hasta lasuperficie sin que pueda expandirse, lapresión de confinamiento será la mismaque cuando el gas estaba al fondo, perono habrá ninguna presión hidrostática

El volumende un gasconfinadovaría enrelacióninversamenteproporcionala la presión.


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para confinar el gas, y la presión estarásobre la tubería de revestimiento. La leyde compresibilidad requiere ciertainformación sobre el gas en particularque está presurizado para realizar uncálculo exacto de los volúmenes de gas.La ecuación ha sido simplificada paraeliminar los datos desconocidos. Laecuación simplificada para lacompresibilidad del gas es la siguiente:

P1V1 P2V2=T1 T2

Donde:P1 = Presión inicialP2 = Presión finalV1 = Volumen inicialV2 = Volumen finalT1 = Temperatura inicial (°R)T2 = Temperatura final (°R)

Ejemplo 12P1 = 10.000 psiV1 = 20 bblT1 = 750°RP2 = 500 psiT2 = 540°R

¿Cuál sería el volumen de gas V2calculado?

P1T2V1V2 =P2T1

10.000 x 540 x 20V2 = = 288 bbl

500 x 750

Es difícil predecir las presionessuperficiales y los volúmenes finalescuando se hace circular una arremetidade gas fuera del pozo, porque laspropiedades físicas del gas y del fluidode influjo no son conocidas. El influjopuede ser una mezcla de gas, aceite yagua salada, lo cual modificará losresultados del cálculo.

El comportamiento del gas esimportante cuando se cierra el pozodebido a una arremetida de gas. Debidoa su baja densidad, el gas tiende amigrar, o moverse hacia arriba, dentrodel pozo. Si el volumen de gas sigueigual, la presión también seguirá siendoigual en base a la ecuación decompresibilidad de los gases, pero lapresión de la tubería de revestimientoaumentará a medida que la presiónhidrostática disminuye, debido almovimiento ascendente del gas. Si sepermite que el gas se expanda, lapresión en la arremetida de gasdisminuirá (OBSERVACIÓN: Unaexplicación más completa de la migracióndel gas está incluida más adelante en estecapítulo). En un pozo cerrado, laexpansión del gas puede ser controladamediante el control de la contrapresióncon un estrangulador durante lacirculación.

Elcomportamientodel gas esimportantecuando se cierrael pozo debido auna arremetidade gas.

Control de Presión


CAPÍTULO

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Se puede relacionar el concepto decontrol de presión con un tubo en Ubalanceado. Las relaciones básicaspueden ser fácilmente observadas en lossiguientes ejemplos, los cualesdemuestran varias condiciones decomportamiento del tubo en Urelacionadas con las condiciones delpozo.

Las fuentes de presión bajo las cualesun pozo puede ser controlado puedenser divididas en tres tipos básicos. Éstosson:1. Presiones hidrostáticas (PHID).2. Pérdidas de presión (PL).3. Presiones impuestas (PI).

Las presiones impuestas suelen serllamadas contrapresiones. Utilizandoestas tres presiones básicas, se puedeescribir una ecuación simple que serásiempre válida bajo condicionesconstantes tanto estáticas comodinámicas. La ecuación es lasiguiente:

PT = PHID + PL + PI

Donde:PT = Presión total en algún punto de

interés en el sistema a unmomento determinado.

Prácticamente todo el trabajo decontrol de presión se basa en laaplicación de esta simple ecuación. Esimprescindible saber cómo calcularcada una de estas presiones y entendercómo se relacionan con el control depresiones. La Figura 11 muestra el perfilde presión para un pozo, ilustrando lamanera en que la ecuación predice lapresión total en relación con laprofundidad, para condiciones estáticasy dinámicas.

CONDICIÓN ESTÁTICA BALANCEADA

La Figura 12 ilustra una situación detubo en U balanceado con fluido de lamisma densidad en el lado del espacioanular y en el lado de la tubería deperforación. El lado de la tubería deperforación y el lado del espacioanular del tubo en U estánbalanceados ya que contienen lamisma altura de fluido de la mismadensidad. Como ambas columnasestán balanceadas, los manómetros dela tubería de perforación o de latubería de revestimiento no indicanninguna presión impuesta.

Análisis de Tubo en U

Prof

un

dida

d (p

ie x

1.0

00)

PL

PH

CondicionesEstáticasPT = PH +Pi

CondicionesDinámicasPT = PH +Pi +PL

PT = Presión totalPH = Presión hidrostáticaPi = Presión impuestaPL = Pérdida de presión

anularEjemplo:Lodo de 10 lb/galPi = 600 psiPL = 200 psiPi

Figura 11: Perfil de presión.

0 2.000 4.000 6.000Presión (psi)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 0

Espacio anularTubería deperforación

10 lb/galProfundidad10.000 pies

10 lb/gal5.000 pies

2.600 psiESD = 10 lb/gal

5.200 psi

Figura 12: Tubo en U estático balanceado.

Esimprescindiblesaber cómocalcular cadauna de estaspresiones yentendercómo serelacionancon el controlde presiones.


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CONDICIÓN ESTÁTICA DESBALANCEADA

La Figura 13 ilustra una situación detubo en U desbalanceado con dosfluidos que tienen diferentesdensidades en el espacio anular. Enesta situación, la presión hidrostáticadel fluido en la tubería de perforaciónes diferente de la presión hidrostáticadel fluido en el espacio anular. Lapresión hidrostática del fluido en elespacio anular es la suma de laspresiones hidrostáticas del lodo de10,0 lb/gal (2.600) y del fluido de 5lb/gal (1.300 psi), o sea 3.900 psi. Lapresión hidrostática del fluido de 10lb/gal en la tubería de perforación es5.200 psi. Si el pozo está cerrado, unapresión de 1.300 psi será impuestasobre el manómetro de la tubería derevestimiento debido a la diferencia depresión hidrostática entre las dospartes del tubo en U.

OBSERVACIÓN: La presión en lazapata de cementación de la tubería derevestimiento es de 3.900 psi (la suma dela presión impuesta de la tubería derevestimiento (1.300 psi) y de la presiónhidrostática del lodo de 10,0 lb/gal(2.600)).

La Densidad Estática Equivalente(ESD) en la zapata de cementación de latubería de revestimiento sería 15 lb/gal.

SITUACIÓN DE CIRCULACIÓN ESTÁNDAR

La Figura 14 ilustra un diagrama detubo en U estándar para una situaciónde circulación. Se requiere una presiónde circulación de 2.600 psi para

desplazar el lodo desde la bomba hastala línea de flujo. La presión decirculación es la suma de las pérdidas depresión en el equipo superficial, latubería de perforación, el motor defondo, las herramientas de MWD, losportamechas, las toberas y el espacioanular. La presión de circulación defondo (5.460 psi) es la suma de lapresión hidrostática anular y de lapérdida de presión anular de 260 psi.Igualmente, la presión de circulación dela zapata de cementación de la tuberíade revestimiento (2.730 psi) es la sumade la presión hidrostática y de lapérdida de presión anular de 130 psientre la zapata de cementación de latubería de revestimiento y la presiónatmosférica. Estas presiones producenuna ECD de 10,5 lb/gal en la zapata decementación de la tubería derevestimiento y en el fondo, para esteejemplo.

CIRCULACIÓN (DENSIDAD ANULARINFERIOR A LA DENSIDAD DE LATUBERÍA DE PERFORACIÓN)La Figura 15 ilustra un diagrama detubo en U para un sistema decirculación desbalanceado,combinando los ejemplos de lasFiguras 13 y 14. La presiónhidrostática está desbalanceada en eltubo en U. Para mantener una presiónde fondo de 5.460 psi, se requiere unapresión impuesta de la tubería derevestimiento de 1.300 psi (5.460 psi –3.900 psi (presión hidrostática) – 260

0 Presión impuesta1.300 psi



10 lb/gal

5 lb/gal

5.000 pies


5.200 psi

Figura 13: Tubo en U desbalanceado con presiónimpuesta.

0Presión de circulación2.600 psi



10 lb/gal

Dirección decirculación

5.000 pies

2.730 psi(2.600 + 130)ECD = 10,5 lb/gal

5.460 psi(5.200 + 260)ECD = 10,5 lb/gal

(APL = 26 psi/1.000 pies)

Figura 14: Circulación en el Tubo en U.

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Control de Presión


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psi (pérdida de presión anular)). Lapresión en la zapata de cementaciónde la tubería de revestimiento es de4.030 psi, con una ECD de 15,5 lb/gal.

CIRCULACIÓN(INFLUJO DE FLUIDO DE LA FORMACIÓN)La Figura 16 ilustra un diagrama de tuboen U de un pozo en circulación que estárecibiendo un amago con los BOPs(preventores de reventones) abiertos. Lapresión hidrostática de fondo sólo es5.460 psi (como en la Figura 12). Seencuentra una formación con unapresión de fondo de 5.720 psi. Hay undesbalance de presión de 260 psi (5.720psi (presión de la formación) – 5.460 psi(presión de fondo)). Como resultado, losfluidos de la formación comenzarán aentrar en el espacio anular, causando unamago. Cabe notar que a medida que elfluido de la formación entra en elespacio anular, la presión hidrostática enel espacio anular empezará a disminuirdebido a la densidad reducida delinflujo. Al reducir el volumen del influjose reducirán las presiones superficialesrequeridas para balancear la presión.

PRESIÓN DE CIERRE DE LA FORMACIÓN

Si el pozo ilustrado en la Figura 16 estácerrado, la presión de cierre de latubería de revestimiento y la presión decierre de la tubería de perforación

reflejarán las presiones necesarias parabalancear la presión de la formación(ver la Figura 17). Al cerrar el pozo,ambos lados del tubo en U puedenbalancearse. Como lo ilustra la Figura17, si se permite la entrada en el pozode 5.000 pies de fluido de la formaciónde 5,0 lb/gal , la presión de cierre de latubería de revestimiento seránormalmente 1.820 psi, con una ESDde 17 lb/gal en la zapata decementación de la tubería derevestimiento.

Presión de circulación2.600 psi

Presión impuesta1.300 psi



10 lb/gal

5 lb/gal

5.000 pies

4.030 psi(1.300 +2.600 + 130)ECD = 15,5 lb/gal

Figura 15: Situación de circulación de Tubo en Udesbalanceado con una presión impuesta de la tubería

de revestimiento.

0Presión de circulación2.600 psi



10 lb/gal5.000 pies

Flujo abierto

2.730 psiECD = 10,5 lb/gal

Presión5.720 psiECD = 11 lb/gal

5.460 psi(5.200 + 260)ECD = 10,5 lb/gal

(APL = 26 psi/1,000 pies)(APL = 26 psi/1.000 pies)

Figura 16: Circulación de Tubo en U con influjo defluidos de la formación.

Presión de cierre de latubería de perforación

520 psi

Presión de cierre de latubería de revestimiento

1.820 psi



10 lb/gal5.000 pies


5.720 psi

5.720 psiECD = 11 lb/gal

Figura 17: Presiones estáticas de pozo cerrado poramago.

5 lb/gal

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DETECCIÓN DE AMAGOSLa detección rápida de un amago esimportante. Puede reducir el tamañodel amago, disminuir la cantidad depresión ejercida sobre la zapata decementación de la tubería derevestimiento y simplificar elrestablecimiento del control del pozo.

Durante la perforación, puedenaparecer señales inequívocas de que unamago está a punto de producirse(algunas de las cuales fueronmencionadas anteriormente en estecapítulo). La primera señal es unaindicación de aumentos de la presiónporal. Si los aumentos de presión poralno son compensados mediante elaumento del peso del lodo, un amagopuede producirse. Otras señales son:1. Aumentos de la velocidad de

penetración.2. Aumentos de torque y arrastre.3. Aumentos del tamaño, forma y

cantidad de recortes.4. Aumentos de la cantidad de gas de

fondo.

Estas señales no constituyenindicadores directos de un amago, sinocambios de las condiciones de fondoque podrían resultar en un amago sino se toman las medidas apropiadas.

Las indicaciones de que un amagoha entrado en el pozo son lassiguientes:1. Aumentos del flujo en la línea de

flujo.2. Aumentos del volumen del tanque.3. Flujo con la bomba apagada.4. El pozo recibe un volumen

insuficiente de lodo durante el viaje.Cuando se observa cualquiera de

estos indicadores en la superficie, seránecesario tomar medidas inmediataspara impedir cualquier influjoadicional de fluido. Cuando no setoman las las medidas apropiadas,puede producirse un reventón.

Es importante que cada miembro dela cuadrilla de perforación conozca yreconozca las distintas etapas de laindicación de un amago. Esto esimportante en cada pozo, ya que cadapozo tiene un potencial de amago.

Mediante la planificación eficaz delpozo y la aplicación de buenosprocedimientos de perforación seráposible minimizar las posibilidades deamago.

Un buen plan de pozo requiere elanálisis de toda la informacióndisponible sobre una zona – de lospozos vecinos, para determinar elprograma de tubería de revestimiento,el programa de peso de lodo y lasprofundidades donde los problemaspotenciales pueden ocurrir.

Las buenas prácticas de perforaciónincluyen el mantenimiento y la pruebade todos los componentes del equipode perforación. También incluyenejercicios no programados para poneren práctica los procedimientos decierre de un pozo. Los ejercicios sondeterminados por los reglamentos dela compañía o del gobierno, según lalocación donde se esté perforando elpozo. Para aumentar el nivel devigilancia de la cuadrilla del equipo deperforación, la frecuencia de dichosejercicios puede ser aumentada amedida que la perforación se aproximaa una zona de presión anormal.

PROCEDIMIENTOS DE CIERRECuando se reconocen indicaciones deun amago potencial, será necesariotomar medidas inmediatas paradeterminar si el pozo está fluyendo ycerrar el pozo de la manera más rápiday segura posible para evitar cualquierinflujo adicional dentro del pozo. Lareducción del tamaño del influjodebería tener prioridad absoluta. Unamago puede producirse durante laperforación o al realizar los viajes.Debido a la naturaleza de cadaoperación, diferentes procedimientosson necesarios para cerrar el pozo demanera segura. Los procedimientosdescritos a continuación sonrecomendados para realizar unaoperación de cierre.

OBSERVACIÓN: Se describen diferentesprocedimientos para los conjuntos de BOPsuperficiales y submarinos, debido a lasdiferencias entre los equipos de control depozo.

Control de Presión

La detecciónrápida de unamago...puede...simplificar elrestablecimientodel control delpozo.

La reduccióndel tamañodel influjodebería tenerprioridadabsoluta.

Control de Presión


CAPÍTULO

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DURANTE LA PERFORACIÓN

Conjuntos de BOP superficiales1. Levantar la columna de perforación

hasta que la válvula inferior delkelly esté encima de la mesarotatoria y que no haya ningunajunta de tubería de perforaciónfrente a los BOPs.

2. Apagar las bombas y determinar sihay algún flujo. Si el pozo estáfluyendo, continuar con el Paso 3.

3. Abrir la válvula hidráulica sobre lalínea de estrangular en los BOPs.

4. Cerrar el BOP designado. Éste puedeser el preventor anular o el arieteanular más alto con el tamaño deariete apropiado para la tubería deperforación dentro del conjunto deBOP.

5. Cerrar el estrangulador ajustablesobre el múltiple de estrangulador.

OBSERVACIÓN: Al cerrar el pozocon el estrangulador ajustable, seelimina la posibilidad de que losequipos de BOP estén sometidos a laspresiones de surgencia.

6. Registrar el volumen de influjo y laspresiones de cierre en la tubería derevestimiento y la tubería deperforación. Las presiones puedentardar varios minutos enestabilizarse. Examinar visualmentepara detectar cualquier fuga.También se recomienda volver averificar la posición de todas lasválvulas del tubo vertical y delmúltiple de estrangulador y matar.

Conjunto de BOP submarino en lasunidades flotantes equipadas con uncompensador de movimiento.1. Levantar la columna de perforación

hasta que la válvula inferior delkelly esté encima de la mesarotatoria y que no haya ningunajunta de tubería de perforaciónfrente a los arietes anulares.

2. Apagar las bombas y determinar sihay algún flujo. Si el pozo estáfluyendo, continuar con el Paso 3.

3. Abrir la válvula exterior deseguridad en la línea de estrangularen el conjunto de BOP.(Normalmente, la válvula interiordebería estar en la posición abierta.)

4. Cerrar el BOP designado.5. Asentar la columna de perforación

encima de los arietes anularessuperiores y cerrar las cerraduras delos arietes.

6. Cerrar los arietes ubicados en lasegunda posición partiendo dearriba.

7. Cerrar el estrangulador ajustablesobre el múltiple de estrangulador.Ajustar el compensador demovimiento al punto medio.Registrar el volumen de influjo y laspresiones en la tubería derevestimiento y la tubería deperforación. Examinar visualmentepara detectar cualquier fuga. Volvera verificar la posición de todas lasválvulas del tubo vertical y delmúltiple de estrangulador y matar.

AMAGOS DESDE EL FONDO

El control del pozo es más simplecuando la barrena está en el fondo. Sepuede acondicionar la columna máximade fluido de perforación para controlarla presión de la formación y asegurarque el influjo pueda ser circulado fueradel pozo mediante la primeracirculación. Sin embargo, los amagospueden ocurrir cuando la tubería deperforación está fuera del pozo omientras está viajando dentro del pozo.Como es más fácil controlar un pozocuando la barrena está en o cerca delfondo, la tubería de perforación deberíaser introducida de nuevo dentro delpozo, si es posible hacerlo de manerasegura. Esto se puede hacer si el pozo noestá fluyendo o si la velocidad de flujodel fluido es muy baja y el tamaño delinflujo es muy pequeño. Se debeproceder con mucha cautela al meter latubería dentro del pozo bajo estascondiciones. Cuando se introduce labarrena dentro del tope del influjo defluido de amago, el influjo serárápidamente desplazado hacia arriba.Esto puede causar una reducciónsuficiente del cabezal hidrostático paraque el pozo “descargue” el lodo y sufraun reventón si no se cierra rápidamente.No se debe correr el riesgo de perder elcontrol del pozo para meter la barrenahasta el fondo. Una vez que se hadeterminado que es necesario cerrar elpozo, deberían tomarse las siguientesmedidas: 1. Instalar la válvula de seguridad de

...es másfácilcontrolar unpozo cuandola barrenaestá en ocerca delfondo...

No se debecorrer elriesgo deperder elcontrol delpozo parameter labarrenahasta elfondo.


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la tubería de perforación en laposición abierta. Puede que seanecesario instalar esta válvulamientras que lodo está fluyendo “através” de ella.

2. Cerrar la válvula de seguridad.3. Abrir la válvula hidráulica de la

línea de estrangular o la válvulaexterior de la línea de estrangular.

4. Espaciar la columna de perforaciónde manera que no haya ningunajunta de tubería de perforaciónfrente a los BOPs.

5. Cerrar el BOP anular (superior) olos arietes anulares superiores.

6. Cerrar el estrangulador ajustable.7. Instalar el kelly o el cabezal de

circulación.8. Abrir la válvula de seguridad de la

tubería de perforación.9. Volver a alinear el múltiple del

tubo vertical y los múltiples deestrangulador y matar.

10. Registrar las presiones de cierre dela tubería de revestimiento y de latubería de perforación. Registrar lasindicaciones a intervalos de unminuto hasta que las presiones seestabilicen.

11. Medir el aumento del volumen delos tanques de lodo. En los equiposde perforación flotantes, lacolumna de perforación deberíacolgar de los arietes anularesusando los procedimientosnormales.

MÉTODOS DE CONTROL DEL POZO

Una vez que se ha cerrado el pozo,deberían tomarse medidas para hacercircular el influjo fuera del pozo.Además, la densidad del fluido deperforación debería ser aumentada paraproporcionar una presión hidrostáticasuficiente para controlar la presión dela formación. Varios métodos han sidodesarrollados con los años para hacercircular el amago fuera del pozo ydensificar el fluido de perforación.Todos estos métodos utilizan unsistema para controlar la Presión deFondo (BHP) mediante el uso de lapresión hidrostática (PHID) y lacontrapresión ejercida por unestrangulador ajustable (PESTRANG). Lacontrapresión ejercida por elestrangulador ajustable, unida a la

presión hidrostática en el espacioanular, impedirá que cualquiercantidad adicional de fluido de laformación entre en el espacio anular.

BHP = PHID (espacio anular) + APL + PESTRANG

Un estrangulador ajustable es unaválvula que puede ser ajustada paravariar el tamaño de la abertura a travésde la cual el fluido fluye. A un caudal ouna velocidad de bombeo constante,cuando se reduce el tamaño de aberturadel estrangulador, las presiones de latubería de revestimiento y de la tuberíade perforación aumentan. Las presionesdisminuirán si se aumenta el tamaño deabertura del estrangulador. La pérdida depresión a través de un estranguladorajustable es similar a la pérdida depresión a través de las toberas de unabarrena. La pérdida de presión a travésdel estrangulador depende de ladensidad y velocidad del lodo y deltamaño de la abertura. Es difícilmantener una presión de fondoconstante debido a estos tres factores,los cuales cambian continuamentedurante el proceso de circulación,contribuyendo a la pérdida de presión através del estrangulador. Se puedesimplificar el proceso manteniendo unavelocidad de bombeo constante duranteel procedimiento de control de pozo. Ladensidad cambiará a medida que losfluidos de la formación circulan a travésdel estrangulador. Los efectos del aguasalada y del aceite no serán tandramáticos como los del gas, pero seránevidentes – especialmente con losfluidos de perforación de alta densidad.Para mantener una presión de fondoconstante, la abertura del estranguladordebe cambiar a medida que la presiónhidrostática dentro del espacio anularcambia debido a la expansión del gas.

Todos los métodos reconocidos decontrol de pozo usan una velocidad debombeo constante pero lenta para hacercircular un amago fuera del pozo yreemplazar el lodo ligero con lodopesado. También se debe impedir laentrada de otros fluidos de la formaciónmientras que se hace circular el amagofuera del pozo y que se hace circular ellodo densificado para matar el pozo. Losfluidos de la formación no entrarán en

Una vez quese ha cerradoel pozo,deberíantomarsemedidaspara hacercircular elinflujo fueradel pozo.

Control de Presión


CAPÍTULO

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el pozo si se mantiene una presiónsuficiente sobre la formación al hacercircular el amago fuera del pozo. Si lapresión sobre la tubería de revestimientomás la presión hidrostática del fluido enel espacio anular es igual a, o mayor quela presión de la formación, ningunacantidad adicional de fluido de laformación entrará en el pozo.Desafortunadamente, la presiónhidrostática del lodo en el espacioanular no puede ser calculada conexactitud. El volumen de gas después dela expansión y la densidad de loslíquidos de la formación (aceite y aguasalada) en el espacio anular no puedenser determinados con una precisiónsuficiente para calcular las presionesexactas requeridas para matar el pozo demanera correcta.

Si no se ha permitido que el amagorefluya a través de la tubería deperforación y la barrena está en elfondo, la presión de cierre de la tuberíade perforación más la presiónhidrostática (PHID) del lodo en la tuberíade perforación es igual a la presión de laformación. Si se usa el estranguladorajustable para mantener una presiónconstante de la tubería de perforaciónigual a la presión de circulaciónregistrada con una velocidad de bombeolenta más la SIDPP, se mantendrá unapresión de fondo constante para matarel pozo. Aunque las presiones anularesvaríen a medida que el gas es desplazadodel espacio anular, los otros fluidos de laformación no fluirán dentro del pozo.De esta manera se hará circular el amagofuera del pozo, pero no se logrará matarel pozo. Cuando se usan las presiones dela tubería de perforación, se puede matarel pozo sin tener que compensar laexpansión de gas en los cálculos.Cuando se bombea lodo densificadodentro de la tubería de perforación, eluso de un programa para reducir lapresión de la tubería de perforación amedida que la presión hidrostática delespacio anular aumenta, puede reducirla probabilidad de fracturación de laformación. Una vez que el lododensificado para matar el pozo alcanzala barrena, se mantiene una presiónconstante sobre la tubería de perforaciónmientras que se desplaza el espacioanular con lodo densificado para matar

el pozo a la velocidad lenta de bombeo.Dos métodos son usados paradeterminar esta presión. Estos cálculosestarán descritos en el método decontrol de pozo correspondiente.

En general, las operaciones decontrol de pozo son ejecutadas a unavelocidad de bombeo reducida queestá comprendida entre 1/3 a 1/2 de lavelocidad de circulación normal. Estose debe a varios factores, incluyendo:1. Mejor tiempo de reacción. La presión

de fondo se controla abriendo ocerrando un estrangulador ajustable. Acaudales altos, los pequeños ajustes dela abertura del estrangulador puedenproducir grandes cambios de presión.Esto puede permitir que cantidadesadicionales de fluidos de la formaciónentren en el espacio anular o fracturenla formación. Los caudales más bajosdejan más tiempo para analizar loscambios y reconocer los problemasrelacionados con los equipos, talescomo las fallas de las bombas, las fallasdel estrangulador y el taponamientode las toberas.

2. Límites de presión. La presión debombeo utilizada para hacer circularun amago fuera del pozo es lapresión de circulación a unavelocidad de bombeo conocida másla SIDPP. En la mayoría de lasoperaciones de perforación, lasbombas son operadas cerca de suslímites máximos de presión. Bajoestas condiciones, las bombas noserían capaces de operar a lasvelocidades y presiones requeridaspara matar el pozo.

3. Falla del equipo. Cuando el equipofunciona a su capacidad máxima ocerca de ésta, los mayores niveles deesfuerzo aumentan la probabilidadde fallas.

4. Consistencia del peso de lodo. Paramatar un pozo con éxito, el peso dellodo debe ser aumentado a unadensidad que permita balancear lapresión de la formación. A altoscaudales, las limitaciones de losequipos pueden hacer que seaimposible añadir materialdensificante a una velocidadsuficiente para mantener el pesoapropiado del lodo pesado. Lasvelocidades de bombeo más bajas le

La PresiónReducida deCirculación(RCP) deberíaser medida auna bajavelocidad debombeo yregistradacada turno...

...lasoperaciones decontrol depozo sonejecutadas auna velocidadde bombeoreducida queestácomprendidaentre 1/3 a 1/2de lavelocidad decirculaciónnormal.

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1 Introducción4586243.s21d-4.faiusrd.com/61/ABUIABA9GAAgs4Ke1QUo6... · Las trampas estructurales resultan de una deformación local tal como el plegamiento y/o fallamiento de los