CAPÍTULO 3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

3.

FLUIDOS DE PERFORACIN Y TERMINACIN DE POZOS

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3. Fluidos de Perforacin y Terminacin de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforacin

3.1

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIN

Programa del fluido de perforacin El diseo de los fluidos de perforacin va en funcin de la litologa, temperatura, hidrulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundizacin), perfil del agujero, programa de dimetro de agujero y tuberas de revestimiento (convencional, esbelto, ncleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logstica, daos a la formacin y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y caractersticas apropiadas para todas las operaciones que se realizarn considerando los costos de los mismos. Un programa de fluidos debe especificar: Los tipos de fluidos de perforacin y terminacin que se usarn. Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formacin en cada seccin del agujero descubierto. Las principales propiedades requeridas para una perforacin eficiente. Aditivos de los fluidos sugeridos para cada seccin. Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Regin Sur de Mxico, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretcico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio. El programa de perforacin de un pozo tpico de este campo comprende 6 etapas y la terminacin (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubera de explotacin de 5, se perfora con un arreglo de tuberas de revestimiento de 30, 20, 13 3/8, 9 5/8, 7 y 5.

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Tabla 3.1 Etapas de perforacin con un fluido limpio

Barrena (pg)36

Profundidad (m)50

Objetivo de la etapa

Fluido de perforacinBentonitico

Densidad (gr/cc)1.08

Cementar el tubo conductor de 30 para tener un medio de circulacin. Cementar tubera de revestimiento de 20 a fin de aislar los acuferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforacin en la siguiente etapa. Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubera de revestimiento de 13 3/8 a fin de poder cambiar el fluido de perforacin base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales. Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubera de revestimiento de 9 5/8 a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa. Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formacin Cretcico Superior Mndez, las cuales tienen un gradiente de presin de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubera de revestimiento de 7 para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforacin para la siguiente etapa. Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretcico Superior y Medio), cuyo gradiente de presin de poro est en el rango de 1.15 gr/cc. Terminar el pozo con un fluido limpio.

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700

Inhibido

1.20

17

1800

Inhibido

1.70

12

4000

Base Aceite

1.95-2.00

8 3/8

4700

Base Aceite

1.70

5 7/8

5500

Base Agua

1.20

Terminacin

5500

Agua Filtrada

1.00

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Control del fluido de perforacin Durante la intervencin del pozo se lleva un registro de fluidos de perforacin con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadsticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las caractersticas fsicas y qumicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las caractersticas fsicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual del perforador). La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente informacin:

- Nombre del pozo - Fecha - Profundidad - Datos de las bombas de lodos - Equipo para el control de slidos - Densidad - Viscosidad Marsh - pH del lodo - Viscosidad plstica - Punto de cedencia - Gelatinosidades - Contenido de cloruros - Contenido del in calcio - Contenido de slidos - Filtrado - Por ciento de aceite - Por ciento de agua - Cantidad de slidos - Temperatura - Filtrado - Enjarre35



Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforacinMATERIALES CONCEPTOS Y TUBO CONDUCTOR T.R. 24 BNA 30 CANTIDAD BARITA DIESEL OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. OBT. CELULOSICO MED. OBT. CELULOSICO FINO AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUMICO (COSTO) TIPO DE LODO Y DENSIDAD VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO VOLUMEN ENVIADO Y COSTO VOLUMEN PERDIDO Y COSTO SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) ATN. TCNICA. POR MANTTO. (CIA. MI.) CONTRATO INT. DE FLUIDO CIAS (MI.) MATERIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) SERV. INT. ATN. TCNICA BARITA PROPORCIONADA POR CIA. PRIMERA ETAPA T.R. 16 BNA 22 CANTIDAD SEGUNDA ETAPA T.R. 10 3/4 BNA 14 CANTIDAD 87.0611 MB TERCERA ETAPA T.R. 7 5/8 BNA 9 CANTIDAD 34.36 MB CUARTA ETAPA TOTAL T.R. 5 BNA 5 7/8 CANTIDAD TON. 6980.95 MB CANTIDAD 0 TON. 710292 MB

0 TON. 0 TON. 0

7102.92 BENT. 1.08 MB 129 MB 140 MB KLA-GARD 1.25 129 MB 140 MB 315 MB E.I. DENS = 1.47 1045.5 MB 60 MB 787.5 MB E.I. DENS 1.55 597 MB 131 MB 366 MB E.I. DEN. 0.90-0.89 7775.95 MB 395 MB 7380.95 MB 1741.73 MB

9547.45 MB 855 MB 8989.49 MB 1741.73 MB

43 DAS 50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 0 MB 392 MTS 160 MB

43 DAS 4332 MTS 160 MB

3 DAS 63.88 TON.

13 DAS 260.19 TON

34 DAS 516.995 TON

40 DAS 787.1 TON.

35 DAS

125 DAS 1628.13 TON.

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Continuacin tabla 3.2CONTT. CIA. 8 DAS 13 DAS 34 DAS 40 DAS 79 DAS 174 DAS CONTROL SOL COMSERTEC SERV. MANTTO. SERV. 1 SERV. 1 SERV. GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. LIMPIEZA 35 DAS 35 DAS 70 DAS INT/EXT. DE TUBERA SERV. DAS 9 DAS 8 DAS 17 DAS RETROESCAVADOR A COSTO 0 MB SANEAMIENTO DE RECORTES SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y 17/01AL 20/01 AL 2/02 AL 8/03 AL 17/04 AL TERMINO 19/01/98 1/02/98 7/03/98 16/04/98 25/06/98 METROS PERF Y 50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS. DESVIADOS COSTO POR METRO 0 MB PERFORADO RECORTES 0 0 DAS TRANSPORTADOS VIAJES AGUA RESIDUAL 1 VIAJE 1 VIAJE TRANSPORTADA COSTO POR VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES TRANSP. MQ. LODO DIESEL SUBTOTAL SERV. DE APOYO PROBLEMAS* 1.- CLASIFICACIN 2.- PRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA 7.- FRICCIN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

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3.2 Procedimientos para el anlisis de las propiedades reolgicas, slidos y lquidos del fluido de perforacin.

3.2

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLGICAS, SLIDOS Y LQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que presentan las propiedades reolgicas en la optimizacin hidrulica y los slidos controlados del fluido de perforacin para prevenir o evitar problemas durante la perforacin del pozo. Por esta razn, es conveniente conocer cmo se realizan los anlisis fsicos de las propiedades reolgicas de slidos y lquidos, para verificar en cualquier momento la cuantificacin real y propia del fluido de perforacin. Propiedades reolgicas Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. ste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el nmero de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a travs de un tubo de 3/16 de pulgada de dimetro, colocado a continuacin de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

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Se obtiene una mejor medicin de las caractersticas reolgicas mediante el empleo de un viscosmetro electrnico rotatorio de lectura directa y de cilindros concntricos. La unidad estndar de campo es el viscosmetro Fann (figura 3.2). El viscosmetro provee dos lecturas que se convierten fcilmente en los dos parmetros reolgicos: viscosidad plstica y punto de cedencia. Para la viscosidad plstica se utiliza el centipoise. ste es la resistencia al flujo del lodo causado principalmente por la friccin de las partculas suspendidas, y tambin por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plstica es afectada por la concentracin, tamao y forma de las partculas slidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de atraccin entre partculas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las cargas elctricas sobre la superficie de las partculas dispersas en el lodo.

Figura 3.2 Viscosmetro de fann

Anlisis 1. Tomar una muestra del fluido de perforacin (F.P.). 2. Agregar el F.P. al vaso del viscosmetro hasta la marca interior del mismo. 3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro.

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4. Operar el viscosmetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. Cambiar la velocidad del viscosmetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada 6. Aplicar las siguientes formulas:V p = Lec 600 Lec 300 Y p = Lec300 V p

Donde: Vp = Viscosidad plstica, en centipois (cps) Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosmetro Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosmetro Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2 7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un prximo anlisis Slidos y lquidos Para comprender ms el presente concepto y anlisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforacin. Fase Lquida: Base-agua Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsin directa).

Fase Slida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita) Fase Qumica: Productos qumicos Fase continua: Aceite. Fase discontinua o dispersa: Agua salada.

Fase Liquida Base-aceite emulsin inversa

Fase Slida: Material desinfectante (Barita). Fase Qumica: Emulsificantes.

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Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase slida se refiere a slidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforacin para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los slidos ajenos a stos, llamados slidos indeseables, se deben de eliminar. El anlisis fsico que nos proporciona dicha informacin para tomar una decisin, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3): Cmara de calentamiento. Condensador. Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3 de F. P.). Lana de acero. Probeta graduada. (10 cm3) Esptula. Solucin de agente humectante Cepillos limpiapipetas. Automtico para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos. Grasa metlica (para alta temperatura).

Fig.3.3 retorta y sus componentes.

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Anlisis 1. Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio y seco. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador. Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metlica en la rosca. Enrosque el recipiente en el cilindro metlico. Coloque el cilindro metlico en la cmara de calentamiento. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. Conecte la retorta. Al terminar la destilacin, retire la probeta del condensador.

2.

3.

4.

5. 6. 7. 8. 9.

10. Tome las lecturas de los cm3 de lquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de slidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

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3.3 Problemas ms comunes y correctivos en el fluido de perforacin base-agua y base-aceite emulsin inversa.

3.3

PROBLEMAS MS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIN INVERSA.

Fluidos de Perforacin Base Agua:Problema Sntoma Correctivo Tratar previamente si se trata de pequeas cantidades, o remover qumicamente con carbonato de Alta viscosidad y Gelatinosidad, y Yeso o bario o de sodio. aumento de filtrado. anhidrita Si se trata de anhidrita masiva Calcio y sulfato en el filtrado cambie el sistema. Disminucin en la velocidad de penetracin. Succin en los viajes. Aadir diesel para emulsionar el Embolamiento lodo. Barrenas en buenas condiciones, con de la barrena Controlar la viscosidad y el gel. poco desgaste, pero con recortes Mejorar la hidrulica. adheridos en forma muy compacta. Disminucin de la vida til de la Disminuir el contenido de arena por dilucin agregando agua. Usar barrena y desgaste excesivo de la Abrasin el desarenador para mantener un parte hidrulica de la bomba de lodo. contenido mnimo de arena. Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, aadir Alta prdida de Enjarre esponjoso, blando y muy arcillas (bentonita) al sistema filtrado (control con la prueba de azul de grueso. metileno). Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la Prdidas de densidad equivalente de Disminucin del volumen en las circulacin circulacin. Aadir material de presas. Prdida completa del retorno prdida de circulacin. de lodo. Colocar tapn de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento. Aumentar la viscosidad por adicin de un viscosificante. Agregar Lodo inestable La barita se separa por sedimentacin estabilizador de viscosidad en o precipitacin. lodos calientes y/o con altas densidades. Poner a funcionar el sistema de eliminacin de slidos. Se requiere Elevada viscosidad Marsh y plstica. Alta viscosidad Punto de cedencia y gel elevados. dilucin con agua. Posteriormente Alto contenido de slidos. puede utilizarse un reductor de viscosidad. Elevada viscosidad en el embudo y Poner a funcionar el sistema de Alta viscosidad plstica. Punto de cedencia y gel eliminacin de slidos, se requiere normal, alto contenido de slidos. tambin dilucin con agua.

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Alta viscosidad

Alta prdida filtrado

Elevada viscosidad en el embudo y Aadir dispersantes. plstica. Punto de cedencia y gel elevados. Slidos normales. Aadir agente de control de de Viscosidad normal filtrado.

Aadir sosa custica, posiblemente se tenga agua Bajo pH pH por debajo de 7.0. salada en el sistema. Aadir inhibidor de corrosin. Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Exceso de recortes en la temblorina. Derrumbes Tendencia a atraparse la tubera. Aumentar la viscosidad si es (slidos grandes posible. Convertir a un fluido diferentes a los inhibidor. recortes de perforacin)

Fluidos de Perforacin Base Aceite Emulsin Inversa:Problema Sntoma Correctivo Aadir emulsificante. Ajustar la relacin aceite/agua y aadir el resto de aditivos. Ajustar salinidad. Incremento en las propiedades reolgicas. Contaminacin Reduccin en la relacin aceite/agua. con agua Aumento en el filtrado APAT. Disminucin en la densidad. Aumento en el volumen de fluido en las presas. Disminucin de la salinidad. Aumento constante de las propiedades reolgicas. Alta concentracin Disminucin en el avance de de slidos perforacin. Incremento de slidos de la formacin en el fluido. Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

Inestabilidad de la emulsin

Disminuir el tamao de malla en las mallas vibratorias. Checar que el equipo superficial eliminador de slidos este funcionando Aumentar la relacin aceite/ agua. Incremento en las propiedades Suspender adiciones de reolgicas. emulsificante. El incremento de viscosidad es Aumentar la relacin posterior a un tratamiento con aceite/agua. emulsificante secundario. Aadir emulsificante principal. La viscosidad se incrementa despus de dar 2 3 ciclos el fluido dentro del pozo. Aspecto grumoso del fluido. Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, aadir Difcil de emulsificar ms agua. emulsificante principal. Baja estabilidad elctrica. Hay presencia de agua en el filtrado Si el filtrado es alto, aadir emulsificante principal y APAT. secundario.

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Ligera disminucin en la densidad. Poco retorno de recortes a la Asentamiento de superficie. barita Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conduccin del fluido en la superficie. Baja salinidad. Derrumbes, Se incrementa la concentracion de friccin y slidos. empaquetamiento Los recortes se obtienen blandos y en la sarta de pastosos. perforacin Si el gas es CO2 aumenta el filtrado APAT y cuando la contaminacin es Contaminacin alta aparece agua en el filtrado. con gas Disminuye la densidad. Hay inestabilidad en la emulsin y toma un aspecto grumoso. En la temblorina se obtienen recortes Perforacin de de sal. mantos salinos Se incrementa la torsin en la sarta de perforacin. Slidos Apariencia griscea del lodo. humectados con agua: barita y/o recortes

Aadir arcilla organoflica dispersable en diesel. Bajar la relacin aceite/agua si sta es alta. Aumentar salinidad. Aadir emulsificante principal. Revisar que las tomas de agua en las presas estn cerradas. Utilizar el desgasificador. Aadir cal para contaminacin de CO2. Aumentar agitacin. Aumentar densidad. Aumentar densidad. Aumentar salinidad. Aadir agua salada y cal. Asegurarse que la relacin aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependern de los productos comerciales de la compaa prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforacin, es especial presentando las siguientes caractersticas: Bajo contenido de azufre (0.5 % mximo). Punto de anilina, mayor de 65 C (150 F). para tener menos daos a los implementos de hule en el sistema de circulacin. Punto de ignicin mayor de 52 C.

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3.4 Desplazamiento

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DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento del fluido de perforacin de control por agua dulce y/ por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remocin del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberas, as como la eliminacin de los slidos en suspensin presentes en el interior del pozo, sean stos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con caractersticas fsico-qumicas, que permitan la desintegracin de los contaminantes y asegurar su total dispersin y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. Condiciones de temperatura y presin del pozo.- La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforacin o de control dentro del pozo, aunque ste ser desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseados para circularse dentro del pozo. La presin puede incidir drsticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido. Diseo de las tuberas.- las tuberas tanto de produccin como de revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de produccin, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, as como tambin afectan los regmenes de flujo. Dependiendo de las tuberas o accesorios que llevan estas ser diseado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de produccin anclados, se circula a travs de los orificios de la camisa y esto influir ms que si tuviramos una tubera franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberas a travs de las cuales se llevar a cabo el desplazamiento y disear el programa ms adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseadas en superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia ser severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor ms primordial ya que dependiendo de las condiciones de ste, ser la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras estas propiedades sean mayores existir una mayor diferencia de

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3.4 Desplazamiento

presin al ser desalojado y tambin una probable disminucin en el gasto programado. Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseado. Productos qumicos.- se debe considerar el diseo de los espaciadores y lavadores qumicos especiales, ya que la mayora de los F. P. utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programacin para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia la superficie sin contaminacin.

Formas de desplazamiento Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de slidos o la combinacin de ambos: circulacin inversa y circulacin directa. La seleccin del procedimiento ms adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestin, as como las condiciones de calidad de las tuberas de produccin y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementacin en las zonas o intervalos de inters, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulacin Inversa.- Si la informacin de los registros de cementacin y la calidad de las tuberas de revestimiento indican que soportar una diferencia de presin calculada, esta circulacin es ms factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, as como ser mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberas de produccin, as mismo pueden utilizarse regmenes de bombeo ms elevados con flujos turbulentos. Estos regmenes de bombeo son los ms adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitir desplazamientos ms efectivos y libres de contaminantes. As mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adicin de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores qumicos, lo cual nos dar como resultado una considerable reduccin en los costos del lavado y filtracin.

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3.4 Desplazamiento

Circulacin Directa.- Si los registros de cementacin muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presin calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deber utilizarse este mtodo de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberas de produccin a los espacios anulares. Los regmenes de bombeo sern menores al incrementarse el valor de las prdidas de presin por friccin, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en reas ms grandes crear deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dar el RGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estar totalmente limpio de contaminantes. As mismo sern necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores qumicos, aunado al mayor tiempo de circulacin y por consiguiente un costo ms elevado por filtracin y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los clculos pertinentes para que en ambos casos la presin de bombeo que se programe, no rebase los lmites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberas, as como tener en cuenta los parmetros de fractura de los intervalos de inters. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseo de espaciadores y lavadores qumicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubera de produccin con los espaciadores adecuados a las tuberas de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior ms cercana a la zona de inters para remover los slidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberas. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubera diseada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2. Establecer circulacin con la bomba del equipo al mximo gasto permisible en forma directa. Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formacin de geles de alto valor, ya que de 48

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3.4 Desplazamiento

esta manera el fluido permitir un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulacin del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de slidos, con el propsito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado ste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mnimos permisibles la VISCOSIDAD PLSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o pldoras viscosas. 4. La tubera necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con slidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitir incrementar la remocin del fluido de control. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubera de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. As mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remocin de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberas de revestimiento. Este movimiento de tubera permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo. 7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores qumicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de slidos, circulados a gastos mximos de bombeo. La condicin del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento.

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3.4 Desplazamiento

8.

Para disear los volmenes de espaciadores y lavadores qumicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseo puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos. En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un anlisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperacin econmica.

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Espaciadores y lavadores qumicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores qumicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminacin, as como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separacin de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados debern ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser ms viscoso que los fluidos por separar. Estos baches debern extenderse por lo menos 100 mts. de la parte ms amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseo de los baches para tuberas de revestimiento muy grandes deber ser ajustado en sus volmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa custica. Existen diversos productos de las compaas de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, pldoras o baches viscosos y limpiadores qumicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remocin de contaminantes orgnicos e inorgnicos. Generalmente los lavadores qumicos son usados para adelgazar y dispersar las partculas del fluido de control, stos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se disean productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

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3.5 Preparacin de una salmuera

3.5

PREPARACIN DE UNA SALMUERA

Una vez cementada la tubera de explotacin (5), se procede a realizar la terminacin del pozo. En esta etapa se requiere la utilizacin de fluidos limpios libres de slidos a fin de evitar el dao a la formacin durante las operaciones de disparo y pruebas de admisin. Adems de que al no tener slidos en suspensin facilitan la introduccin del empacador, el aparejo de produccin, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de produccin, etc. Dependiendo de la densidad se puede emplear: Agua tratada (1.0 gr/cc). Salmuera sdica (1.01 1.19 gr/cc). Salmuera clcica (1.20 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formacin sin usar sustancias dainas como la barita. Turbidez: Pequeas partculas suspendidas en el fluido producen dispersin de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partculas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelmetro, expresando el resultado en NTU. Este es proporcional a la concentracion de slidos suspendidos. Un fluido limpio no contiene partculas de dimetro mayor de 2 micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU. Corrosin: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubera en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), as como las soluciones salinas y cidas. A fin de prevenir la corrosin, los fluidos de terminacin son tratados con inhibidores de corrosin, los cuales no las suspenden completamente pero si la disminuyen considerablemente. Las siguientes tablas nos proporcionan informacin para preparar salmueras sdicas y clcicas.

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Tabla 3.3

Densidad de solucin Solucin 0 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Por ciento NaCl por peso Agua 0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

Gramos de sal por litro de agua 10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

p.p.m de (NaCl)

1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270

NaCl = Cloruro de Sodio

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Tabla 3.4

Preparacin de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinacin de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1m3 de salmuera a 15.5 C.Dens. gr/cc Cloruro de Calcio (CaCl2) Kgs. Cloruro de Sodio (NaCl) Kgs.8 26 46 63 80 100 117 134 154 174 194 214 231 251 271 291 311 250 200 154 117 91 71 57 46 37 28 17

Agua dulce litros

Preparada nicamente con (CaCl2) CaCl2 Kgs. Agua dulce litros996 993 991 989 986 984 977 972 970 965 960 955 948 943 941 936 929 924 914 915 910 903 896 894 941 884 877 872 862 855 853 846 741 831 825 815 808

1.00 1.02 1.03 1.04 1.06 1.07 1.08 1.09 1.10 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.18 1.19 1.20 1.21 1.22 1.23 1.25 1.26 1.27 1.28 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.37 1.38 1.39 1.40 1.41 1.43 1.44

996 991 984 979 974 967 960 953 946 939 932 924 917 910 900 894 886 874 872 875 875 870 867 865 862 858 858 860

8 23 37 54 68 83 100 117 131 148 165 182 200 216 231 247 270 285 302 319 336 353 370 388 405 422 439 456 476 496 513 530 547 567 587 607 630

83 148 205 254 296 220 350 385 407 430 453

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3.6 Aplicaciones

3.6

APLICACIONES Analizar un programa de fluido de Perforacin y Terminacin de pozos, aplicado en su rea de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.

Si se desea preparar 80 m3 de salmuera sdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3 Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad se obtiene?

Informacin de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3 (salmuera). 946 lts. (agua)/m3 (salmuera). Operaciones 154 Kg. /m3 x 80 m3 = 12,320 kg. de sal 946 lts./ m3 x 80 m3 = 75,680 lts. de agua

Informacin de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl. Preparacin: 1. 2. 3. 4. Verificar que el personal tenga y use el equipo de proteccin personal. Tener en las presas metlicas el volumen de agua necesario. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitacin hasta alcanzar la densidad requerida. Agregar inhibidor de corrosin (4 a 15 lts/m3) en caso que no se tenga dicho producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa custica/m3 o 1 Kg. de cal/m3 de salmuera.

Nota: en caso de preparar salmuera sdica de 1.19 gr/cm3 no debe de agregarse ms cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo de las presas, por tener su mxima saturacin.

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CAPÍTULO 3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS