FLUIDOS DE PERFORACIN
DEFINICINUn fluido de perforacin o de control puede ser definido
de la siguiente manera:Un fluido de perforacin es un fluido
compuesto por una mezcla de aditivos qumicos que le proporcionan
propiedades fsico-qumicas idneas a las condiciones operativas, as
como caractersticas determinadas para su eficaz funcionamiento
PROPIEDADES FSICO-QUMICAS DEL FLUIDO DE PERFORACINLas
propiedades fsico-qumicas son las caractersticas que debe tener un
fluido de perforacin para resistir la influencia negativa de los
contaminantes que son aportados por la formacin perforada, y debe
adems mantener las caractersticas propias para satisfacer las
condiciones operativas; entre estas propiedades se tienen: la
densidad, viscosidad, alcalinidad, salinidad, potencial de
hidrogeno (pH), propiedades reolgicas y tixotrpicas, filtrado y
temperatura.
FUNCIONESUna operacin de perforacin tiene como objetivo
principal el de perforar, evaluar yterminar un pozo que producir
eficazmente petrleo y/o gas. Para este fin, los fluidos de
perforacin desempean numerosas funciones que contribuyen al logro
de dicho objetivo, la ejecucin de tales funciones son
responsabilidad del ingeniero de lodos y las personas que dirigen
la operacin de perforacin. El deber de las personas encargadas de
perforar el agujero (incluyendo el representante de la
compaaoperadora, el contratista de perforacin y la cuadrilla del
equipo de perforacin) es asegurar la aplicacin de los
procedimientos correctos de perforacin. La obligacin principal del
ingeniero de lodos es asegurarse que las propiedades del lodo sean
correctas para el ambiente de perforacin especfico a ser perforado,
adems el ingeniero de lodos tambin debera recomendar modificaciones
de las prcticas de perforacin que ayuden a lograr los objetivos de
la perforacin.Dentro de las funciones ms importantes que desempea
el fluido de perforacin sepueden nombrar las siguientes:
1. Control de las presiones del subsuelo2. Levantar los recortes
de formacin a superficie3. Suspender los recortes de formacin
cuando se detiene la circulacin4. Enfriar y lubricar el trepano5.
Formar una capa impermeable en la pared del pozo6. Evitar la
corrosin de la herramienta7. Alivianar el peso de la sarta/casing8.
Asegurar la mxima informacin de la formacin a travs de registros de
pozo9. Facilitar la cementacin y Completacin del pozo10. Minimizar
el impacto al medio ambiente1. Control de las presiones subsueloEl
control primario de pozo lo ejerce la columna de lodo presente en
el pozo, este ejerce una presin denominada presin hidrosttica, esta
es funcin de la densidad del lodo y la profundidad. Tal presin debe
ser adecuada continuamente para prevenir el flujo de fluidos de
formacin al interior del pozo. Si lo anterior pasase, se debera a
una cada en la presin hidrosttica que permitira la invasin de
fluidos de formacin, esto llevara a un amago de reventn (kick), que
de no ser controlado podra ocasionar un reventn (Blowout).La presin
hidrosttica mencionada es debida al peso del fluido de perforacin y
la profundidad vertical verdadera (TVD) de la columna de fluido, y
viene dada por la siguiente formula:
PH = C*L*TVDDonde:C: Constante de ConversinL : Densidad del
LodoTVD: Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth)
Si:PH: psi PH: baresL : lb/gal o PPG L : g/cm3TVD: pies TVD:
metrosEntonces: C: 0.0519 C: 0.0981
2. Levantar los recortes de formacin a superficieEl lodo de
perforacin debe levantar los recortes a superficie y suspenderlos
cuando se detiene la circulacin. Los factores ms importantes
concernientes al desempeo de las funciones mencionadas son: la
velocidad anular del pozo, la viscosidad y la fuerza gel del
lodo.El factor responsable para el transporte de recortes del fondo
de pozo a superficie es la viscosidad, que en relacin con los
fluidos de perforacin puede ser definida como la resistencia que el
fluido de perforacin ofrece al flujo cuando es bombeado. La
viscosidad afecta la capacidad del fluido de perforacin para elevar
los recortes a superficie. En campo la viscosidad es medida con el
embudo Marsh, que consiste en la medida del tiempo que tarda un
quart de lodo recin agitado en abandonar el embudo; las unidades de
mediada son segundos/quart, este valor puede variar de 20 a 80,
pero normalmente se mantiene en un valor entre 40 a 50 s/qt (para
lodos base bentontica).
3. Suspender los recortes de formacin cuando se detiene la
circulacinEl factor responsable para la suspensin de los recortes
producidos por el trepano de perforacin cuando se para la
circulacin ya sea debido a una maniobra o cambio de trepano, es la
fuerza gel, esta se refiere a la habilidad del fluido de perforacin
a gelificarse tan pronto la circulacin se detenga. Su propsito es
suspender los recortes y los slidos del lodo mientras estos estn en
el pozo, y no permitir su sedimentacin en el trepano. En general se
puede decir que la fuerza gel debe ser lo suficientementebaja
para:1. Permitir la separacin de los recortes en superficie.2.
Permitir la separacin de gas entrampado en el lodo.3. Minimizar el
pistoneo cuando la sarta es sacada del pozo.4. Permitir el inicio
de la circulacin sin la necesidad de elevadas presiones
debombeo.
4. Enfriar y lubricar el trepanoPrcticamente cualquier fluido
que pueda ser circulado a travs de la sarta de perforacin, servir
para enfriar el trepano y la sarta. La lubricacin sin embargo,
comnmente requerir caractersticas especiales del lodo, las cuales
se logran con la adicin de aceite, qumicos y otros materiales.
5. Formar una capa impermeable en la pared del pozoEl fluido de
perforacin forma una capa delgada impermeable en la pared del pozo
denominada enjarre o revoque (mud cake), adems la presin
hidrosttica debida a la columna de lodo, ejercida a las paredes del
pozo ayuda a prevenir derrumbes de formaciones no consolidadas.El
control del filtrado (perdida de agua hacia la formacin) es
necesario por dos razones:
1. Un enjarre de pobre calidad podra causar una excesiva perdida
de agua y un revoque muy grueso aumentara la posibilidad de
pegamiento de herramienta y el efecto de pistoneo.2. Un alto valor
en el filtrado causara una profunda invasin a la formacin,
complicando la toma de registros.
6. Evitar la corrosin de la herramientaEl fluido de perforacin
podra presentar gases disueltos tales como el oxgeno, dixido de
carbono y acido sulfrico que pueden causar graves problemas de
corrosin, tanto en la superficie como en el fondo del pozo.En
general, un pH bajo agrava la corrosin. Por lo tanto, una funcin
importante del fluido de perforacin es mantener la corrosin a un
nivel aceptable. Adems de proteger las superficies metlicas contra
la corrosin, el fluido de perforacin no debera daar los componentes
de caucho o elastmeros. Cuando los fluidos de la formacin y/o otras
condiciones de fondo lo justifican, metales y elastmeros especiales
deberan ser usados.Para el control de la corrosin, muestras de
corrosin deberan ser obtenidas durante todas las operaciones de
perforacin para controlar los tipos y las velocidades de corrosin.
Los inhibidores qumicos y secuestradores son usados cuando el
riesgo de corrosin es importante, cuidando su aplicacin correcta.
Tales muestras de corrosin deberan ser evaluadas para determinar si
se est usando el inhibidor qumico correcto y si la cantidad es
suficiente. Esto mantendr la velocidad de corrosin a un nivel
aceptable. El acido sulfrico puede causar una falla rpida y
catastrfica de la columna de perforacin. Este producto tambin es
mortal para los seres humanos, incluso despus de cortos periodos de
exposicin y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en
ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de
alto pH, combinados con un producto qumico secuestrador de sulfuro,
tal como el Zinc.
7. Alivianar el peso de la sarta/casingEl Empuje (buoyancy)
producido por el fluido de perforacin soporta parte del peso de la
sarta de perforacin o de la caera de revestimiento. Un factor de
empuje es utilizado para relacionar la densidad del lodo de
perforacin desplazado con la densidad de los materiales tubulares,
por lo que cualquier incremento en la densidad del lodo deriva en
un aumento del empuje. La ecuacin dada a continuacin nos da el
valor del factor de empuje mencionado para el acero:
Donde:FE: Factor de EmpujeL: Densidad del LodoLa multiplicacin
de este factor por el peso de aire en un tubular nos dar el valor
del empuje producido. As por ejemplo, si se tiene una tubera con un
peso de aire de 250000 lb tendr un peso sobre la torre de 218000 lb
en un fluido de 8.33 ppg y 192700 lb en un fluido de 15 ppg.
8. Asegurar la mxima informacin de la formacin a travs de
registros de pozoEl lodo debe asegurar una buena evaluacin de la
formacin; evaluacin que ser realizada por tcnicos denominados
registradores de lodo (Mud Loggers). Estos, durante la perforacin,
controlan la circulacin del lodo y de los recortes para detectar
indicios de petrleo y gas, ellos examinan los recortes para
determinar la composicin mineral, la paleontologa y detectar
cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta informacin se
registra en un registro geolgico (mud log) que indica la litologa,
la velocidad de penetracin (ROP), la deteccin de gas y los recortes
impregnados de petrleo, adems de otros parmetros geolgicos y de
perforacin importantes.La evaluacin correcta de la formacin es
esencial para el xito de la perforacin de pozos, especialmente
durante la perforacin exploratoria. Las propiedades qumicas y
fsicas del lodo afectan la evaluacin de la formacin ya que el
filtrado del lodo as como la deposicin de slidos en la pared del
pozo para formar el enjarre, ocasionan cambios en las
caractersticas y propiedades de la formacin.Herramientas de LWD
(Logging While Drilling) estn disponibles para obtener un registro
continuo mientras se perfora el pozo. Tambin se perfora una seccin
cilndrica de la roca (un ncleo) en las zonas de produccin para
realizar la evaluacin en el laboratorio con el fin de obtener la
informacin deseada.Las zonas potencialmente productivas son
aisladas y evaluadas mediante la realizacin de Pruebas de Intervalo
(FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formacin (DST) para
obtener datos de presin y muestras de fluido. Todos estos mtodos de
evaluacin de la formacin son afectados por el fluido de perforacin.
Por ejemplo:
1. Si los recortes se dispersan en el lodo, el gelogo no tendr
nada que evaluar en la superficie.2. Si el transporte de los
recortes no es bueno, ser difcil para el gelogo determinar la
profundidad a la cual los recortes se originaron.
En general los lodos a base de petrleo, lubricantes, asfaltos y
otros aditivos ocultarn los indicios de hidrocarburos en los
recortes. Ciertos registros elctricos son eficaces en fluidos
conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores.
Las propiedades del fluido de perforacin afectarn la medicin de las
propiedades de la roca por las herramientas elctricas de cable. El
filtrado excesivo puede expulsar el petrleo y el gas de la zona
prxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras
obtenidas por las pruebas FT o DST.Los lodos que contienen altas
concentraciones inicas de potasio perjudican el registro de la
radioactividad natural de la formacin. La salinidad alta o variable
del filtrado puede dificultar o impedir la interpretacin de los
registros elctricos. Las herramientas de registro con cable deben
ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las
propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son
retiradas del pozo.Para un registro ptimo con cable, el lodo no
debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y
suspender cualquier tipo de recortes o derrumbes.Adems, el pozo
debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo,
visto que el ensanchamiento excesivo del dimetro interior y/o los
revoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro
y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.
La seleccin del lodo requerido para perforar un ncleo est basada en
el tipo de evaluacin a realizar. Si se extrae un ncleo solamente
para determinar la litologa (anlisis mineral), el tipo de lodo no
es importante. Si el ncleo ser usado para estudios de inyeccin de
agua y/o humectabilidad, ser necesario usar un lodo suave a base de
agua, de pH neutro, sin agentes tensioactivos o diluyentes.Si el
ncleo ser usado para medir la saturacin de agua del yacimiento, se
suele recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad
mnima de agentes tensioactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones
de extraccin de ncleos especifican un lodo suave con una cantidad
mnima de aditivos.
9. Facilitar la cementacin y Completacin del pozoUna funcin
importante para el fluido de perforacin es la de producir un pozo
dentro del cual la tubera de revestimiento puede ser introducida y
cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de
completacin. La cementacin es crtica para el aislamiento eficaz de
la zona de inters y la completacin exitosa del pozo. Durante la
introduccin de la tubera de revestimiento, el lodo debe permanecer
fluido y minimizar el pistoneo, de manera que no se produzca
ninguna prdida de circulacin inducida por las fracturas.Para la
cementacin todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores,
los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del
lodo requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el
lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel no
progresivas. Las operaciones de completacin tales como la colocacin
de filtros de grava tambin requieren que el pozo tenga un calibre
casi uniforme y pueden ser afectadas por las caractersticas del
lodo.
10. Minimizar el impacto al medio ambienteEl control del impacto
que el lodo puede tener en el medio ambiente es crucial para un
buen planeamiento y desarrollo de las operaciones de perforacin. Ya
que con el tiempo, el fluido de perforacin se convierte en un
desecho, este debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos
ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que
pueden ser eliminados en la cercana del pozo son los ms
deseables.
La mayora de los pases han establecido reglamentos ambientales
locales para los desechos de fluidos de perforacin. Los fluidos a
base de agua, a base de petrleo, anhidros y sintticos estn sujetos
a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningn conjunto
nico de caractersticas ambientales que sea aceptable para todas las
ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones
complejas y cambiantes que existen por todo el mundo, adems de la
ubicacin y densidad de las poblaciones humanas, la situacin
geogrfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles
de precipitacin, la proximidad del sitio de eliminacin respecto a
las fuentes de agua superficiales y subterrneas, la fauna y flora
local, y otras condiciones.
CLASIFICACIN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACINLos fluidos de
perforacin son diseados para cumplir todas las funciones
mencionadas anteriormente. Mientras la lista de los aditivos usados
en el lodo de perforacin para que este ejecute determinadas
funciones es sumamente amplia, existen bsicamente solo tres tipos
de fluidos de perforacin:
1. Lodos base agua2. Lodos base aceite3. Fluidos neumticos
Lodos Base Agua.-Este es el sistema de lodo ms usado en la
industria, consta de una fase liquida continua (agua) en la que las
ciertas arcillas estn suspendidas (fase discontinua).Para lograr
propiedades determinadas en el lodo, se adicionan determinadas
cantidades de slidos reactivos y no reactivos. Un lodo base agua
est compuesto de tres componentes: agua, slidos reactivos y slidos
inertes.
1. Agua.-Esta puede ser agua fresca o salada. El agua de mar se
usa generalmente en sistemas utilizados para operaciones fuera
costa (Offshore), y el agua salada saturada es usada para perforar
secuencias importantes de evaporita las cuales son responsables de
la formacin de socavamientos, as como para la inhibicin de
lutita.
2. Slidos Reactivos.-Arcillas: Las arcillas utilizadas en los
fluidos de perforacin, son responsables de la viscosidad y la
fuerza gel del lodo. Las arcillas comnmente utilizadas son:
Bentonita, usada para lodos de agua fresca. Atapulgita, usada para
lodos de agua salada. Arcillas de la formacin, las cuales se
hidratan y forman parte del sistema de lodo.
Dispersantes: estas reducen la viscosidad por la adsorcin en las
partculas de arcillas, reduciendo la atraccin entre partculas. Son
dispersantes: quebracho, fosfatos, lignitos y lignosulfatos.
Agentes de Control de Filtrado: estos agentes controlan la
cantidad de perdida agua dentro una formacin permeable gracias a la
presin diferencial y a travs de la formacin de una pelcula
impermeable en la pared del pozo.Algunos agentes de control son:
Almidn Carboximetil Celulosa de Sodio (CMC) Polmeros
Emulsificantes y Lubricantes: estos ayudan al enfriamiento y
lubricacin de la herramienta, tambin son usados como fluidos de
emplazamiento para liberar la herramienta cuando se presenta pega
de tubera.
Antiespumantes: estos previenen la aparicin de espuma en el lodo
en superficie y por lo tanto en el equipo de tratamiento.
Compuestos de Sodio: estos precipitan o suprimen el efecto de
los componentes de calcio o magnesio de reducir el rendimiento de
las arcillas del lodo.
Compuestos de Calcio: estos inhiben las arcillas de formacin y
evitan su hidratacin e hinchamiento.
3. Slidos Inertes.-
Material Densificante: es material fino en suspensin en el lodo
para controlar su densidad. Algunos agentes densificantes comunes
son: Baritina, Hematina, Galena.
Material para Prdida de Circulacin: este material se aade al
sistema de lodo para tapar el punto de prdida. Entre los tipos ms
comunes de este material se tiene:Fibrosos: fibra de madera, fibra
de cuero.Granular: cscara de nuez; fina, media o gruesa.Escamas:
celofn, mica (fina o gruesa).
Material Antifriccin: se aade al sistema de lodo para reducir el
torque y la posibilidad de pegamiento diferencial. El material
antifriccin mas frecuentemente usado son las esferas inertes de
poliuretano.Este tipo de material es generalmente usado para pozos
de alto ngulo donde el torque y el pegamiento diferencial son un
problema.
Lodos Base Aceite.-Existen bsicamente dos sistemas de lodo base
aceite:
Sistema de Emulsin Inversa: en el cual diesel o crudo constituye
la fase continua, mientras el agua la discontinua. Se preparan a
razn de hasta un 80 % de diesel, 18 % de agua (puede variar entre
20 y 40%, para las emulsiones inversas) y un 2% de emulsificantes,
un agente supresor de hidratacin y un polmero viscosificante. Estas
emulsiones proporcionan estabilidad en una perforacin o en una
reparacin de pozo. Adems eliminan el riesgo de contaminacin de las
zonas productoras.Sistema de Emulsin Directa: en el cual el aceite
esta dispersa en una fase continua agua, fase continua que puede
superar el 50%. El agua que parte del sistema consiste de pequeas
gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. Cada gota
de agua acta como una partcula de slidos.La adicin de
emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y
forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el
sistema deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo
de otros materiales organoflicos va a proveer las caractersticas de
gelacin, as como la utilizacin de asfalto o gilsonita para la
reduccin de filtrado de iones de calcio o de sodio para la
inhibicin.Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia
variedad de aceites:por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se
utilizan para perforar lutitas problemticas por su alto grado de
hidratacin, zonas de arenas productoras con altas temperaturas, en
medios corrosivos. Estos sistemas de lodos tienen propiedades
deseables como fluidos de terminacin o cuando se perforan pozos de
produccin. Estos sistemas no son reactivos con las arcillas y su
filtrado no causa dao en la formacin.El alto costo de estos
sistemas, su difcil manipuleo, el impacto ambiental de estos y la
complicacin que causa para la evaluacin geolgica hacen que no sean
deseables para la perforacin de pozos exploratorios.
Fluidos Neumticos.-Ocasionalmente se usa aire comprimido o gas
natural como fluido de perforacin (algunas veces con un agente
espumante para mejorar la capacidad de acarreo de recortes), pero
su uso es solo aplicable en reas donde existe muy poca presencia de
agua de formacin. El aire comprimido o gas es circulado de la misma
manera que un fluido convencional, con la excepcin que se usan
compresores en vez de bombas de lodo.Este tipo de fluidos son
usados generalmente cuando se perfora bajo balance (tcnica en la
cual deliberadamente se trabaja con una presin hidrosttica menor a
la presin de formacin).
ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACINExiste una gran variedad de
aditivos para fluidos de perforacin que son usados para desarrollar
funciones especficas de los lodos. Su variedad y complejidad es
determinada por las condiciones de perforacin cada vez ms
rigorosas.El hacer un listado completo de los aditivos usados en la
industria es muy difcil; en cambio a continuacin se seala una
clasificacin muy general de los aditivos usados para el fluido de
perforacin.
Dispersantes.-Estos aditivos cumplen la funcin de modificar la
relacin entre la viscosidad y el porcentaje de slidos de fluido de
perforacin, adems de cambiar la resistencia gel e incrementar la
bombeabilidad. Entre los materiales dispersantes tenemos: taninos
(quebracho), fosfatos, lignitos y lignosulfatos.
Floculantes.-Se usa en determinadas ocasiones para elevar la
resistencia gel, son floculantes los siguientes aditivos: sal, cal
hidratada, yeso, que pueden usarse para aadir partculas coloidales
en el lodo y agruparlas en flculos que precipitan los slidos
contenidos.
Surfactantes.-Estos agentes reducen la tensin interfacial entre
las superficies de contacto (aceite/agua, agua/slidos, agua/aire).
Los surfactantes pueden ser Emulsificantes, floculantes o
defloculantes; dependiendo de la superficie de contacto.
Emulsificantes.-Estos se usan para crear una mezcla heterognea
de dos lquidos, estos incluyen lignosulfatos modificados, ciertos
agentes surfactantes, productos aninicos y no inicos (negativamente
cargado y no cargado).
Bactericidas.-Aditivo que reduce el contenido bacterial del
fluido de perforacin; entre estos tenemos: para-formaldehdo, soda
custica, limo y almidn que son usados como preservativos.
Densificantes.-Son materiales slidos que cuando estn disueltos o
en suspensin en el agua, incrementan la densidad del lodo. La
mayora de los agentes densificantes son insolubles y requerirn de
viscosificantes para poder estar en suspensin en un fluido.Las
areniscas son los viscosificantes ms comunes.Viscosificantes.-La
habilidad del lodo de perforacin de suspender los recorte y los
agentes densificantes depende enteramente de su viscosidad. Sin la
viscosidad todos los recortes y agentes densificantes se
precipitaran al fondo del pozo tan pronto se pare la circulacin. En
la practica existen muchos slidos que pueden ser utilizados para
incrementar la viscosidad del agua o aceite.El incremento de la
viscosidad puede sentirse con el incremento de la resistencia a
fluir, en la perforacin esto se manifestara con el incremento de
las perdidas por friccin en el circuito de circulacin.Controladores
de Filtrado.-Los materiales para el control de filtracin son
componentes que reducen la cantidad de fluido que se perder del
fluido de perforacin en las formaciones atravesadas. Tal perdida es
debida a la presin diferencial entre la presin hidrosttica del lodo
y la presin de formacin. La Bentonita, polmeros, almidones,
defloculantes y diluyentes, todos ellos actan como agentes de
control de filtrado.Controladores de las Propiedades
Reolgicas.-Cuando no se puede conseguir un control eficiente de la
viscosidad y desarrollo gel, por el control de la concentracin de
un viscosificante; se aaden materiales a lodo como ser: diluyentes
(thinners), dispersantes, y/o defloculantes. Estos materiales
causan un cambio en las interacciones fsicas y qumicas entre slidos
y/o sales disueltas; produciendo una reduccin en la viscosidad y el
desarrollo gel del fluido de perforacin.
Controladores de pH y Alcalinidad.-El pH afecta muchas
propiedades del lodo, incluyendo: Deteccin y tratamiento de
contaminantes tales como cemento y carbonatos solubles. Solubilidad
de muchos diluyentes e iones metlicos divalentes como el Calcio y
el magnesio.Los aditivos para el control del pH y alcalinidad
incluyen: NaOH, KOH, Ca(OH)2, NaHCO3 y Mg(OH)2. Estos componentes
son usados para conseguir un pH especfico y mantener un pH y
alcalinidad ptimos en fluidos base agua.
Agentes Lubricantes.-Los agentes lubricantes son utilizados
principalmente para reducir la friccin entre la pared del pozo y la
tubera de perforacin, sucesivamente reducir tambin el torque y el
arrastre, lo cual es esencial para pozos horizontales y altamente
desviados. Los materiales lubricantes incluyen: aceite (diesel,
aceite mineral, vegetal o animal), surfactantes, grafito, asfalto,
polmeros y lechos de vidrio.Materiales Estabilizadores de
Lutita.-Existen muchos problemas relacionados con las lutitas, los
cuales pueden ser encontrados al perforar secciones de lutita
altamente hidratables. Esencialmente la estabilizacin de la lutita
se consigue previniendo el contacto de agua con la seccin de
lutita. Esto ocurre cuando el aditivo encapsula la lutita o cuando
un in especifico tal como el potasio entra en la seccin expuesta de
lutita y neutraliza la carga de esta.Los estabilizadores de lutita
incluyen: polmeros de alto peso molecular, hidrocarburos, potasio,
sales de calcio (KCl) y glicoles.La experiencia de campo indica que
no se puede alcanzar una completa estabilizacin de lutita solo con
polmeros; sales solubles deben estar tambin presentes en la fase
acuosa para estabilizar lutitas hidratables.
REOLOGA
INTRODUCCINReologa es la ciencia que estudia la deformacin y el
flujo de la materia. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es
posible determinar la manera en que dicho fluido fluir bajo
diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presin y la
velocidad de corte.Las propiedades fsicas de un fluido de
perforacin y las propiedades reolgicas son monitoreadas
peridicamente para facilitar la optimizacin del proceso de
perforacin.Estas propiedades fsicas contribuyen a varios aspectos
importantes en la perforacin de un pozo, incluyendo: Proporcionar
el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de
la formacin. Transmitir energa a la barrena para maximizar la
Velocidad de Penetracin (ROP). Proporcionar la estabilidad del pozo
a travs de las zonas presurizadas o sometidas a esfuerzos mecnicos.
Suspender los recortes y el material densificante durante los
periodos estticos. Permitir la separacin de los slidos perforados y
el gas en la superficie. Extraer los recortes del pozo.
TRMINOS REOLGICOSA continuacin se detalla en una tabla los
trminos y definiciones pertinentes a la reologa (tabla extrada de
BAROID FLUIDS HANDBOOK)La velocidad del fluido aumenta a medida que
se aleja de las paredes del pozo, hacia un valor mximo en el centro
del anular. Esto ocurre porque es mas fcil para las capas de fluido
moverse unas sobre otras que a travs de la pared del pozo. La
velocidad a la que las capas del fluido se mueven unas sobre otras
se denomina velocidad de corte ().
Esfuerzo de Corte ()El esfuerzo de corte () es la fuerza
requerida para mantener fluyendo un tipo particular de fluido (es
decir la velocidad de corte). El esfuerzo de corte est expresado en
unidades estndar del campo petrolfero, es decir las libras fuerza
por cada cien pies cuadrados (lb/100 pies2) requeridas para
mantener la velocidad de corte.
Velocidad de Corte ()Es la velocidad relativa (Figura N 13) de
una lamina adyacente a otra, dividida entre la distancia entre
ambas.
Donde: = Velocidad de corte en segundos recprocosV2= Velocidad
en la Capa B (pies/s)V1= Velocidad en la Capa A (pies/s)d =
Distancia entre A y B (pies)
La velocidad de corte (), es igual a la velocidad rotacional RPM
() viscosmetro multiplicada por 1.0703. Este factor se deriva de la
geometra del manguito y del balancn del viscosmetro.
VISCOSIDADViscosidad es el trmino reolgico ms conocido. En su
sentido ms amplio, la viscosidad se puede describir como la
resistencia al flujo de una sustancia.La viscosidad () se puede
describir como la relacin del esfuerzo de corte () a la velocidad
de corte (). Por definicin:
Para facilitar el entendimiento de los subttulos siguientes se
definen conceptos relacionados con el tema.En el campo petrolfero,
los trminos a continuacin mencionados se usan para describir la
viscosidad y las propiedades reolgicas del fluido de
perforacin.
1. Viscosidad embudo (seg/qt).2. Viscosidad aparente (cP).3.
Viscosidad efectiva (cP).4. Viscosidad plstica (cP).5. Punto
cedente (lb/100 pies2).6. Viscosidad a baja velocidad de corte y
Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) (cP).7. Esfuerzos
de gel (lb/100 pies2).stos representan algunos de los valores
claves para tratar y mantener en buen estado el fluido de
perforacin.
Viscosidad Embudo (viscosidad Marsh)La viscosidad de embudo se
mide usando el viscosmetro de Marsh. La viscosidad embudo se usa
como indicador relativo de la condicin del fluido. No proporciona
suficiente informacin para determinar las propiedades reolgicas o
las caractersticas de flujo de un fluido. Debera usarse en el campo
para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido
de perforacin. Adems, ningn valor en particular de la viscosidad de
embudo puede ser adoptado como valor representativo de todos los
fluidos. Lo que produce buenos resultados en un rea puede fallar en
otra; sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos
de perforacin a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la
mayora de los fluidos base arcilla se controla a cuatro veces la
densidad (lb/gal) o menos.Sin embargo hay ciertas excepciones, como
en las reas donde se requiere el uso de fluidos de alta
viscosidad.Los sistemas de polmeros e inversin inversa (base aceite
o base sinttica) no siguen necesariamente estas reglas.
Viscosidad efectiva (e)La viscosidad de un fluido no newtoniano
cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva (e) de un
fluido es la medida de la viscosidad de un fluido bajo condiciones
especficas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la
geometra por donde fluye el fluido, la presin y la temperatura.
Viscosidad aparente (a)La viscosidad aparente est indicada por
la indicacin del viscosmetro de lodo a 300 RPM (300) o la mitad de
la indicacin del viscosmetro a 600 RPM (600). Esta es una reflexin
de la viscosidad plstica y el punto cedente combinados, un
incremento en cualquiera de ellos causara un incremento en la
viscosidad aparente (y probablemente en la viscosidad embudo). La
ecuacin para el calculo de la viscosidad aparente es la siguiente:a
= 600/2
Viscosidad plstica (VP)La viscosidad plstica (VP o PV (Plastic
Viscosity)) se mide en centipoises (cP) o milipascales-segundo
(mPas) se calcula a partir de los datos del viscosmetro de lodo,
como:PV (cP) = 600 300
La viscosidad plstica se describe generalmente como la parte de
la resistencia al flujo que es causada por la friccin mecnica.La
viscosidad plstica es afectada principalmente por:
1. La concentracin de slidos.2. El tamao y la forma de los
slidos.3. La viscosidad de la fase fluida.4. La presencia de
algunos polmeros de cadena larga (POLY-PLUS,hidroxietilcelulosa
(HEC), POLYPAC, Carboximetilcelulosa (CMC)).5. Las relaciones
aceite-agua (A/A) o Sinttico-Agua (S/A) en los fluidos de emulsin
inversa.
La fase slida es lo que ms interesa al ingeniero de fluidos. Un
aumento de la viscosidad plstica puede significar un aumento en el
porcentaje en volumen de slidos, una reduccin del tamao de las
partculas de los slidos, un cambio de la forma de las partculas o
una combinacin de estos efectos.Cualquier aumento del rea
superficial total de los slidos expuestos se reflejar en un aumento
de la viscosidad plstica. Por ejemplo, en una partcula slida que se
parte por la mitad, el rea superficial expuesta combinada de los
dos trozos ser ms grande que el rea superficial de la partcula
original.Una partcula plana tiene ms rea superficial expuesta que
una partcula esfrica del mismo volumen. Sin embargo, la mayora de
las veces, el aumento de la viscosidad plstica resulta del aumento
en el porcentaje de slidos. Esto puede ser confirmado mediante los
cambios de densidad y/o el anlisis en retorta. Algunos de los
slidos contenidos en el fluido estn presentes porque fueron aadidos
intencionalmente. Por ejemplo, la bentonita es eficaz para aumentar
la viscosidad y reducir la prdida de fluidos, mientras que la
Baritina es necesaria para incrementar de la densidad. Como regla
general, la viscosidad del fluido no debera ser ms alta que la que
se requiere para la limpieza del pozo y la suspensin de la
Baritina.
Punto cedente (YIELD POINT)
El yield point (YP) es la resistencia inicial al flujo causada
por fuerzas electromagnticas entre las partculas. Estas fuerzas
electromagnticas son debidas a las cargas en la superficie de las
partculas dispersas en la fase liquida. El punto cedente es una
medida de estas fuerzas bajo condiciones de flujo y es dependiente
de:
1. Las propiedades de la superficie de los slidos contenidos en
el lodo. 2. La concentracin en volumen de estos slidos.3. El
ambiente inico del lquido que rodea los slidos.El yield point se
mide en lb/100 ft2 y se calcula con la siguiente ecuacin:
YP = 300 VP
Un aumento excesivo del YP bajo condiciones estticas causara un
incremento de la viscosidad del fluido de perforacin; para su
control se debe realizar un tratamiento qumico.
Fuerza gelLas fuerzas gel a 10 segundos y 10 minutos se miden
con el viscosmetro Fann (VG meter), esta fuerza gel indica las
fuerzas de atraccin (gelacin) de las partculas de un fluido de
perforacin bajo condiciones estticas. Una excesiva gelacin es el
resultado de una alta concentracin de slidos, lo que lleva a la
floculacin del lodo (consecuencia indeseable pues esto causara un
aumento de viscosidad, gelificacin y filtrado).Signos de problemas
con las propiedades reolgicas del lodo a menudo son reflejados por
el excesivo desarrollo de la fuerza gel del lodo. Cuando existe un
amplio rango entre el gel inicial y el de 10 minutos, estas son
llamadas geles progresivas (esta no es una situacin deseable, pues
la fuerza para iniciar el movimiento ser cada vez mayor). Si el gel
inicial y el de 10 minutos son ambos altos, sin una diferencia
apreciable entre ellos, estos se denominan High-flat Gels (tambin
indeseables). No debe permitirse que la gelacin adquiera un valor
ms alto de lo necesario para ejecutar las funciones de suspensin de
recortes y material densificante. Para la suspensin, la condicin de
gel frgil es deseable Excesivos valores de la fuerza gel son
causados por altas concentraciones de slidos y pueden causar los
siguientes problemas en la perforacin:
1. Pistoneo, cuando se saca sarta del pozo,2. Surgencia, cuando
se introduce la sarta en el pozo,3. Dificultad para introducir
herramientas de registro en el fondo del pozo.4. Retencin de gas o
aire entrapado en el lodo.5. Retencin de arena y recortes mientras
se perfora.La fuerza gel y el yield point son medidas de las
fuerzas de atraccin en el sistema de lodo. Un decremento en alguno
de ambos significa la reduccin del otro, por tanto se utilizan
similares tratamientos qumicos para su modificacin. La fuerza gel a
10 segundos denominada resistencia gel inicial, es la ms cercana a
la verdadera fuerza cedente de la mayora de los sistemas de fluidos
de perforacin.
TIPOS DE FLUIDOBasado en su comportamiento de flujo, los fluidos
se pueden clasificar en dos tiposdiferentes: newtonianos y no
newtonianos.
FLUIDO NEWTONIANOLos fluidos Newtonianos son aquellos en los
cuales la viscosidad permanece constante para todas las velocidades
de corte, a condiciones de temperatura y presin constante.Son
fluidos Newtonianos el agua dulce, agua salada, aceite diesel,
aceites minerales y sintticos. En estos fluidos, el esfuerzo de
corte es directamente proporcional a la velocidad de corte. Los
puntos forman una lnea recta que pasa por el punto de origen (0, 0)
del grfico segn coordenadas cartesianas. La viscosidad de un fluido
newtoniano es la pendiente de esta lnea de esfuerzo de
corte/velocidad de corte. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo
requerido para iniciar el flujo) de un fluido newtoniano siempre
ser cero (0).Cuando los fluidos newtonianos (agua dulce, agua
salada, salmueras y aceites) son usados para perforar, el pozo
debera ser sometido a circulaciones o barridos de limpieza
peridicamente y antes de realizar los viajes.
El esfuerzo de corte debe ser medido a distintas velocidades de
corte para caracterizar las propiedades de flujo de un fluido. Slo
se requiere una medida, porque el esfuerzo de corte es directamente
proporcional a la velocidad de corte para un fluido newtoniano. A
partir de esta medida, se puede calcular el esfuerzo de corte a
cualquier otra velocidad de corte, usando la siguiente ecuacin:
= *
FLUIDOS NO NEWTONIANOSLos fluidos no Newtonianos (la mayora de
los fluidos de perforacin pertenecen a esta clasificacin) no
muestran una directa proporcin entre el esfuerzo de corte y la
velocidad de corte. La relacin del esfuerzo de corte y la velocidad
de corte (viscosidad) vara con la velocidad de corte y esta relacin
es llamadaviscosidad efectiva.En una curva para un fluido no
Newtoniano se debe hacer notar que la relacin del esfuerzo de corte
y la velocidad de corte difiere para cada velocidad de corte.Cuando
se traza la viscosidad efectiva junto a la curva de esfuerzo de
corte, velocidad de corte, es fcil observar la naturaleza de
disminucin de la viscosidad con el esfuerzo de corte que exhiben la
mayora de los fluidos de perforacin.La relacin de disminucin de la
viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones muy
importantes para los fluidos de perforacin, porque nos proporciona
las siguientes afirmaciones:1. A altas velocidades (altas
velocidades de corte) en la columna de perforacin y a travs de la
barrena, el lodo disminuye su viscosidad con elesfuerzo de corte
hasta alcanzar valores bajos de viscosidad. Esto reduce la presin
de circulacin y las prdidas de presin.2. A las velocidades ms bajas
(velocidades de corte ms bajas) dentro del espacio anular, el lodo
aumenta su viscosidad lo que facilita la limpieza del pozo.3. A una
velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su ms alto
nivel, y cuando el lodo no est circulando, ste desarrolla esfuerzos
de gel que contribuyen a la suspensin de los materiales
densificantes y de los recortes.Los fluidos no newtonianos se
clasifican en dos grandes grupos:1. Aquellos cuyas propiedades son
independientes del tiempo.2. Aquellos cuyas propiedades son
dependientes del tiempo.A su vez estos se subdividen en:Para los
independientes del tiempo: Fluidos Bingham-plsticos Fluidos seudo
plsticos Fluidos dilatantesPara los dependientes del tiempo:
Fluidos tixotrpicos
Fluidos Bingham-plsticosEste tipo de fluidos obedecen al modelo
de flujo plstico de Bingham, el cual ser descrito mas adelante en
el subtitulo dedicado a este tema.
Fluidos seudo plsticosEstos fluidos se caracterizan por la forma
de la curva ilustrada en la figura 18. Cuando se representa la
relacin esfuerzo de corte/velocidad de corte en una escala
logartmica, se obtiene una lnea recta. La viscosidad efectiva de un
fluido seudoplstico disminuye con el incremento de la velocidad de
corte. Un ejemplo de fluido seudo plsticos es el caucho guar.
Fluidos DilatantesEl comportamiento de los fluidos dilatantes
puede ser caracterizado con una curva de flujo. La viscosidad
efectiva de un fluido dilatante incrementa con el incremento de la
velocidad de corte. Esta no es una caracterstica deseable para un
fluido de perforacin.
Fluidos TixotrpicosEste tipo de fluidos exhiben un
comportamiento dependiente del tiempo. Estos desarrollan una fuerza
gel cuando estn en reposo o cuando se disminuye la velocidad de
corte aplicada. Ejemplos de fluidos tixotrpicos son: mayonesa,
fluidos de perforacin, pinturas y tintas.
MODELOS REOLGICOSUn modelo reolgico es una descripcin de la
relacin entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. La ley
de viscosidad de Newton es el modelo reolgico que describe el
comportamiento de flujo de los fluidos newtonianos. Tambin se llama
modelo newtoniano. Sin embargo, como la mayora de los fluidos de
perforacin son fluidos no newtonianos, este modelo no describe su
comportamiento de flujo. En realidad, como no existe ningn modelo
reolgico especfico que pueda describir con precisin las
caractersticas de flujo de todos los fluidos de perforacin,
numerosos modelos han sido desarrollados para describir el
comportamiento de flujo de los fluidos no newtonianos.A continuacin
se proporciona una descripcin de los modelos de Flujo Plstico de
Bingham, de Ley Exponencial y de Ley Exponencial Modificada. El uso
de estos modelos requiere medidas del esfuerzo de corte a dos o ms
velocidades de corte. A partir de estas medidas, se puede calcular
el esfuerzo de corte a cualquier otra velocidad de corte.
MODELO DE FLUJO PLSTICO DE BINGHAMEstos fluidos producen una
lnea recta como relacin entre la fuerza de corte y la velocidad de
corte, pero esta lnea no pasa por el origen. Una fuera de corte
finita es necesaria para iniciar el flujo. El valor de esta fuerza
de corte es llamada Punto Cedente de Bingham.El modelo de Flujo
Plstico de Bingham es el modelo reolgico matemtico mas ampliamente
usado en el campo petrolero. Todos los datos son generados a 600 y
300 RPM en un viscosmetro Fann. ste es uno de los ms antiguos
modelos reolgicos que son usados actualmente. La ecuacin para el
modelo de Flujo Plstico de Bingham aplicada a las indicaciones del
VG meter es la siguiente:
= VP (/300) + YP
La mayora de los fluidos de perforacin no son verdaderos fluidos
Plsticos de Bingham. Para el lodo tpico, si se hace una curva de
consistencia para un fluido de perforacin con los datos del
viscosmetro rotativo, se obtiene una curva no lineal que no pasa
por el punto de origen.El flujo tapn, condicin en que un fluido
gelificado fluye como un tapn que tiene un perfil de viscosidad
plano, comienza a medida que esta fuerza aumenta. A medida que la
velocidad de corte aumenta, el flujo pasa del flujo tapn al flujo
viscoso. Dentro de la zona de flujo viscoso, los incrementos
iguales de la velocidad de corte producirn incrementos iguales del
esfuerzo de corte, y el sistema adopta la configuracin del flujo de
un fluido newtoniano.El viscosmetro de dos velocidades fue diseado
para medir los valores reolgicos del punto cedente y de la
viscosidad plstica de un Fluido Plstico de Bingham.
MODELO DE LEY EXPONENCIALEste modelo trata de superar las
deficiencias del modelo de Bingham a velocidades de corte bajas. En
esta ley las curvas de esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte
pasan por el origen (como en los fluidos newtonianos).
Matemticamente el modelo de Ley de potencia se expresa como: =
K*n
Donde:: esfuerzo de corte : Velocidad de corte en segundos
recprocosK: ndice de consistencian: ndice de flujo o de ley
exponencial
El ndice n indica el grado de comportamiento no newtoniano de un
fluido sobre un rango determinado de velocidades.
Segn el valor de n existen tres tipos de perfiles de flujo y
comportamiento de flujo.1. n < 1: El fluido es un fluido no
newtoniano que disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte.2.
n = 1: El fluido es un fluido newtoniano.3. n > 1: El fluido es
un fluido dilatante que aumenta su viscosidad con el esfuerzo de
corte (los fluidos de perforacin no estn incluidos en esta
categora).
LEY EXPONENCIAL MODIFICADAComo se mencion anteriormente, API ha
seleccionado el modelo de Ley Exponencial como modelo estndar. Sin
embargo, el modelo de Ley Exponencial no describe totalmente a los
fluidos de perforacin, porque no tiene un esfuerzo de cedencia y
calcula un valor demasiado bajo de la LSRV (viscosidad a muy baja
velocidad de corte). El modelo de Ley Exponencial modificada, o
modelo de Herschel-Bulkley, puede ser utilizado para tomar en
cuenta el esfuerzo requerido para iniciar el movimiento del fluido
(esfuerzo de cedencia).
