Manual de Campo Protexa

FUNCIONES Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

FUNCIONES BÁSICAS DE UN LODO:

Transportar los recortes de perforación y los derrumbes a la superficie.- Los recortes y los derrumbes son más pesados que el lodo. Por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con las que esas partículas caen a través del lodo, depende principalmente de la densidad, viscosidad del fluido y del tamaño, forma y densidad de las partículas.

Mantener en suspensión a los recortes y derrumbes en el espacio anular, cuando se detiene la circulación.- Cuando el lodo no está circulando, la fuerza de elevación por flujo ascendente es eliminada. Los recortes y los derrumbes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de tipo gel cuando no está fluyendo. El lodo debe, por supuesto, recuperar su fluidez cuando se reinicia la circulación.

Controlar la presión subterránea.- El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe ser sobre balanceada para evitar un flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el interior del pozo. El control se logra a merced del mantenimiento de una presión hidrostática suficiente en el anular. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del lodo y a la altura de la columna.

Enfriar y lubricar el trépano y la sarta.- A medida que el trépano raspa el fondo del pozo y que la sarta rota contra las paredes del pozo, se genera calor. El lodo debe absorber ese calor y conducirlo hacia fuera. Cualquier lodo líquido desempeñará esa función al circular. El fluido de perforación también ejerce un efecto lubricante para el trépano y la sarta durante el proceso de perforación. Algunas partículas contenidas en el lodo no pueden tal vez ser consideradas propiamente como lubricantes; sin embargo, la facilidad con la que se deslizan una al lado de la otra, y su disposición sobre las paredes, disminuyen la fricción y la abrasión.

Dar sostén a las paredes del pozo.- A medida que el trépano, penetra en una formación subterránea se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. A menos que ese sostén sea reemplazado por el lodo de perforación hasta que un revestimiento para las paredes sea colocado, la formación caerá al interior del pozo.

Ayudar a suspender el peso de la sarta.- El peso de una sarta de perforación o una sarta de revestimiento puede exceder las 200 ton. Un peso tal puede causar una gran tensión ó esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin embargo, esas tuberías están parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo (principio de Arquímedes), de la misma manera que el empuje flotante del océano mantiene flotando a un buque de acero. La presión ascendente (sustentación hidráulica) depende de la presión ejercida por el fluido y de la sección transversal sobre la que ésta presión se ejerce.

Transmitir potencia hidráulica sobre la formación, por debajo del trépano.- Durante la perforación, el lodo es expulsado a través de las boquillas del trépano a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por debajo del trépano este libre de recortes. Si no se remueven de ahí los recortes, el trépano sigue retriturando los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción eficiente de los recortes que se forman en la superficie del trépano depende de las propiedades físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas.

Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los perfilajes de cable.- Si bien el lodo perturba las características originales de las formaciones su presencia es necesaria para realizar muchos de los perfiles de cables que se

Ing. Juan Manuel Martínez Linares

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emplean para la evaluación de la formación. La utilización de esos perfiles requiere que el lodo sea buen conductor de electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos de la formación.

Un lodo que parece tener todas las propiedades que se han mencionado precedentemente puede resultar deficiente cuando esta sometido a ciertas condiciones del pozo. En particular, el lodo debe:

a) Resistir la contaminación derivada de fuentes externas.b) Mantenerse estable a temperaturas y presiones elevadas.

COMPOSICION Y QUIMICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

No existen dos lodos iguales: aún en el caso de que los lodos sean inicialmente muy semejantes, los efectos diversos de los elementos de la formación y el manejo que se haga de los lodos en la superficie introducirán diferencias.

El lodo apropiado para un pozo es aquel que es más económico en la perspectiva total de seguridad, costos de perforación y, eventualmente, costos de producción. Un bajo costo inicial del lodo puede a la larga resultar muy costoso si da por resultado problemas posteriores en la perforación o en la producción.

El término “fluido” incluye a los líquidos y los gases. Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido se denomina lodo de perforación o simplemente un lodo. El aire, el gas y la espuma son fluidos neumáticos de perforación. Los fluidos neumáticos de perforación se emplean solamente en casos muy especiales de perforación y por lo tanto no se discutirán en éste trabajo.

La parte líquida de un lodo es generalmente, agua, petróleo, o una mezcla estable de ambos. Una emulsión es una mezcla de dos o más líquidos, generalmente no miscibles que permanecen, uno de ellos, disperso en el seno del otro, debido a la subdivisión del primero, ya sea por la acción mecánica de un mezclador o por la acción de un emulsionante; ésta suspensión de los líquidos por lo general es en forma de glóbulos muy pequeños. El líquido suspendido (en suspensión) es la fase interna de la emulsión; el líquido dentro del cual esa fase interna esta suspendida recibe el nombre de fase externa o fase continua.

Un lodo de base aceite se caracteriza porque su parte líquida continua es aceite o, más frecuentemente, una emulsión de agua-en-diesel (llamada una emulsión inversa). La emulsión inversa esta formada por dos fases, una continua que es el aceite y otra dispersa, que es una solución acuosa de salinidad controlada y estabilizada químicamente con emulsíficantes y aditivos específicos para cada sistema. Si la porción líquida continua es el agua, se trata de una emulsión de aceite-en-agua y en este caso el lodo es base agua.

Los fluidos se utilizan de acuerdo a las características del pozo que se esta perforando. Un lodo base agua se utiliza para iniciar la perforación de un pozo, ya que éste lodo esta elaborado para trabajar con presiones y temperaturas bajas, y estas condiciones se encuentran precisamente en las primeras etapas de la perforación. Para cuando se incrementa la longitud del pozo, se incrementan también la presión y la temperatura al interior del mismo, en estas condiciones un lodo base agua no cumple las necesidades propias de la perforación. Para estas condiciones es necesario utilizar un fluido base aceite, que esta diseñado para ser operado a presiones y temperaturas altas.

Además, durante la perforación de pozos petroleros se atraviesan formaciones de lutitas hidrofílicas que son difíciles de perforar con fluidos base agua, una alternativa a esto es utilizar los fluidos denominados emulsión inversa (base aceite), los cuales además de estabilizar dichas lutitas son resistentes a las contaminaciones comúnmente encontradas, así como a las altas temperaturas de fondo a que son expuestas.

FASES DE LOS LODOS

Un lodo es típicamente, una suspensión de sólidos y, posiblemente también de líquidos o gases, en un líquido. El líquido en el cual todos esos materiales están suspendidos es la fase continua del lodo. Las partículas sólidas o los glóbulos líquidos en él suspendidos constituyen la fase discontinua del lodo. En una emulsión inversa el aceite es la fase continua; los glóbulos de agua son la fase discontinua.

La fase continua de un lodo siempre es líquida. En cambio, en la fase discontinua se pueden encontrar sólidos, líquidos y/o gases.


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FASE CONTINUA DE LOS LODOS

La fase continua de un lodo base agua es el agua. Las sales disueltas en el agua son también parte de la fase continua. Los cationes Na+ (Sodio) y Ca++ (Calcio), y el anión OH- (Oxhidrílo) son de particular importancia para el comportamiento de los lodos base agua.

Si la concentración de los iones Na+ o Ca++ es suficientemente alta, provoca una inhibición de la hidratación de las arcillas añadidas al lodo. Los cationes K+ (Potasio) y NH4

+ (Amonio), cuando se añaden deliberadamente a la fase continua de dichos lodos, producen resultados similares.

La concentración de iones Oxhidrílo presente en un lodo se refleja en la medición de la alcalinidad P f y en el pH. Cuantos más iones Oxhidrílo estén presentes, mayores serán la P f y pH. Los iones Oxhidrílo mejoran la dispersión de las arcillas, reducen el efecto de muchos contaminantes e inhiben la corrosión.

La fase continúa de un lodo base aceite es el aceite.

FASE DISCONTINUA DE LOS LODOS

Los glóbulos de aceite emulsionados en un lodo de base agua viscosifícan el lodo y disminuyen su densidad. El aceite del lodo puede originarse en las formaciones perforadas. Más a menudo, cuando se encuentran cantidades significativas de aceite en un lodo base agua, se trata de aceite añadido deliberadamente para corregir algún problema causado por la formación.

El agua emulsionada en un lodo de base agua lo hace más viscoso. La proporción aceite/agua en un lodo de base aceite debe ser cuidadosamente controlada. La entrada de agua de formación en este tipo de lodo lo hace más viscoso, y, si es suficientemente abundante, lo desestabiliza.

FASE SÓLIDA DE LOS LODOS

Los sólidos desempeñan un papel tan importante en la condición de un lodo que se le puede asignar una fase aparte, aún cuando todas las partículas sólidas que hay en un lodo pertenecen a su fase discontinua. La inestabilidad de un lodo aumenta a medida que el porcentaje de sólidos (en volumen) se eleva. El tratamiento químico puede incrementar la capacidad de un lodo para tolerar sólidos, pero sólo hasta cierto punto.

Los sólidos que se hidratan o que tienen numerosas cargas eléctricas de superficies expuestas, se denominan sólidos activos en los lodos base agua. Otros sólidos, como por ejemplo la barita, son comparativamente inertes. La mayoría de los sólidos son inertes en los lodos base aceite.

El tamaño de las partículas sólidas en el lodo tiene también importancia. Las partículas de menos de 2 micrones se clasifican como coloides (un micrón es un millonésimo de metro). Su pequeño tamaño hacen que sean muy sensibles a sus cargas eléctricas de superficie, y por lo tanto, las partículas coloidales tienden a aparecer como los sólidos más activos.

Un sólido es deseable solamente en el caso de que su contribución sea positiva a las propiedades del lodo tan grande como para justificar su presencia. Esto significa que el sólido debe ser extraordinariamente eficiente en la contribución que hace al proceso. La importancia en este aspecto nunca podrá exagerarse.


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TIPOS DE FLUIDOS DE CONTROL

Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido, se denomina también Lodo de perforación. se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido.

El liquido en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como fase continua del líquido de control ó lodo y las partículas sólidas o líquidos suspendidos dentro de otro (glóbulos) constituyen la fase discontinua; cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por ejemplo, en la siguiente tabla observamos:

FASE CONTINUA (MAYOR VOLUMEN DE LIQUIDOS)

FASE DISCONTINUA (MENOR VOLUMEN DE SÓLIDOS O

LIQUIDOS)

TIPO DE FLUIDO

EL AGUA INTEGRA EL 60AL90% DEL VOLUMEN, COMO BASE EN LA FORMULACIÓN DE UN

SISTEMA (TIPO) DE FLUIDO.

BENTONITA, BARITA, DISPERSANTES Y CIERTOS POLIMEROS, INTEGRAN DEL 7 AL 27% DE LOS SÓLIDOS Y EL 3% DE

LUBRICANTES FLUIDOS COMO VOLUMEN.

LA FÓRMULA DE ESTOS TIPOS DE FLUIDOS SE CONOCEN COMO

BASE AGUA

EL ACEITE INTEGRA EL 40 AL 70% DEL VOLUMEN, COMO BASE EN LA FORMULACIÓN DE UN SISTEMA

(TIPO) DE FLUIDO.

LAS SALMUERAS DE DIVERSAS SALES COMO CALCIO o SODIO OCUPAN ENTRE EL10 AL 20% COMO VOLUMEN, LOS EMULSIFlCANTES EL5% Y DE UN

15% A 35 % LOS SÓLIDOS.

LA FÓRMULA DE ESTOS TIPOS DE FLUIDOS SE CONOCEN COMO

BASE ACEITE

Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la for -mación ya sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados.


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CONDICIONES ÓPTIMAS LODOS (BASE AGUA) CON VISCOSÍMETRO “FANN”.

Densidad Viscosidad Marsh

Viscosidad plástica

Punto de cedencía

% de sólidos

Gr/cm3 Segundos centipoise Lb/100 pie2 Volumen1.20 40 12-16 2.5-7 12-161.25 40 12-16 3.5-8 14-181.30 42 15-20 4.5-9 15-191.35 44 16.5-22 5-9 16.5-20.51.40 46 18.5-22 5.5-10 18.5-221.45 48 20-26.5 6-10.5 21-241.50 50 22-29 6.5-11 22-24.51.55 51 26-30.5 7-12 22.5-261.60 53 28.5-34 7.5-12.5 23.5-26.51.65 55 29.5-36.5 7.5-13 24.5-281.70 56 32-38.5 8-14 25-291.75 58 35-41.5 8.5-14.5 26.5-301.80 60 38-46 9-15.5 27.5-31.51.85 61 41-48 10-16.5 29-32.51.90 63 44-51 10.5-17.5 30-341.95 65 46.5-54.5 11-18.5 31-352.00 66 49.5-57.5 12-19.5 32-36.52.05 68 52.5-61.5 13-20.5 33-37.52.10 70 56.5-65 14-22 34.5-39.52.15 72 59.5-69 15.5-24 35.5-412.20 73 63.5-74 17.5-25.5 37-432.25 75 68-79 19.5-28.5 38.5-44.5

CONDICIONES ÓPTIMAS PARA FLUJO DE PERFORACIÓN DE E.I.

Densidad Viscosidad plástica

Punto de cedencía

% aceite agua

Gr/cm3 centipoise Lbs/100 pie2 Volumen1.00 16-24 6-10 60-401.10 20-30 8-12 62-381.20 22-36 10-16 64-361.30 26-42 10-20 65-351.40 28-48 12-22 67-331.50 32-54 14-24 70-301.60 34-60 16-28 70-301.70 36-64 16-30 72-281.80 40-70 18-32 75-251.90 44-78 18-36 75-252.00 50-84 20-40 77-232.10 58-94 22-46 80-202.20 64-104 24-52 80-202.30 70-110 28-56 85-152.40 72-114 30-60 90-10


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SISTEMAS BASE AGUA

Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la for -mación ya sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados.

SISTEMA BENTONITICO NO DISPERSO

El término no disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de una forma natural. este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

Este sistema es para perforar la etapa de barrena de 36”, para la introducción de la TR de 30”, y aunque por lo regular se perfora con agua de mar, se utilizan baches de fluido Bentonítico con densidad de 1.04 gr/cc

La preparación es agregar bentonita a agua dulce ó de perforación, previamente tratada con Soda Ash, para reducir la dureza total por debajo de 50 mg/Lt, y con agitación de 5 hr. Min. Agregando Sosa Cáustica para mantener un pH cercano a 11.

La preparación de una lechada de Bentonita usando agua, la bentonita se hidratará y la agitación proporcionada por un mezclador (pistola), es suficiente para separar las placas de la bentonita hidratadas obteniendo viscosidad y gelatinosidad en la lechada.

Si la bentonita se agrega en agua salada ó agua que contenga sales de Calcio ó magnesio disueltas, aún cuando se agite, la hidratación y dispersión de la bentonita se reduce.

Para mantener esta lechada en condiciones es necesario entender los siguientes 4 términos que se usan para describirlas condiciones de equilibrio.

Dispersión.- este describe a las placas de bentonita después de que han sido separadas unas de otras por hidratación y agitación, en este caso predominan las fuerzas de repulsión entre las “caras” de las placas Agregación.- Este es el fenómeno contrario a la dispersión, en el que las placas de Bentonita están amontonadas juntamente sin cohesión (formando paquetes) ó grupos llamados “Agregados”Floculación.- En este caso las placas de la Bentonita se orientan borde con borde ó borde con cara, formando grupos ó paquetes de placas originados por la fuerza de atracción. Defloculación.- El fenómeno contrario a la floculación es debido a que las fuerzas de atracción han sido neutralizadas y las placas ó paquetes se separan.

Las arcillas pueden existir a un mismo tiempo, en más de uno de los estados descritos, así una lechada, estará dispersado – defloculado; Agregado – Defloculado.

B A C H E S D E L O D OSe usa lodo Bentonítico salado, preparado con bentonita prehidratada en agua dulce y se aumenta

volumen con agua de mar con tratamiento con soda para bajar dureza del agua y con sosa para levantar el pH. a 11; en caso necesario usar oxido de zinc como prevención a cualquier daño a las tuberías por h2s y con cal para flocularlo. La densidad de trabajo varía de 1.05 a 1.10 gr/cm 3, viscosidad de 90-140 segundos; de acuerdo a las condiciones para la limpieza que necesite el agujero.

Para los viajes para registros y para introducción de tuberías de revestimiento se usa el mismo lodo adicionando polímeros para control de filtrado y para darle mas cuerpo y que sea más estable el fluido.


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B O M B E O D E B A C H E S D E L O D O S .

1.- antes de reanudar perforación después de un viaje, se hace limpieza del fondo con bache viscoso y se reanuda la perforación con peso sobre barrena gradualmente, con bombeo de 15 -20 m3 de lodo viscoso.

2.- después de perforar el primer tubo se bombea un bache viscoso de 7 a 10 m3 para limpieza y acarreo.3.- después de perforar el segundo tubo se bombea un bache viscoso de 7 a 10 m3 para limpieza y

acarreo.4.- después de perforar el tercer tubo, se estabiliza el agujero con bombeo de agua de mar y antes de

levantarse del fondo para hacer conexión, se bombea y desplaza el bache viscoso de 15 m 3 de lodo, para que la conexión se haga en el seno del lodo.

5.- antes de reanudar la perforación, después de una conexión se hace limpieza de fondo y se reanuda la perforación con bache de 10 m3 de lodo.

6.- cada vez que se levanta la barrena del fondo durante la perforación (para estabilizar agujero, por falla en bombas o por cualquier otro motivo) se bombea bache de 5-10 m3 de lodo, para limpieza de fondo al reanudar la perforación.

7.- al terminar la vida de la barrena, se estabiliza el agujero con agua de mar, se limpia el fondo y se bombea y desplaza bache de lodo viscoso igual a la capacidad del agujero descubierto, para dejar este con lodo para el viaje de regreso.

8.- de acuerdo a las lecturas de torque y fricción del agujero se determina aumentar el volumen de los baches o colocarlos con más frecuencia o viceversa.

9.- al terminar la perforación de la etapa se bombea y se desplaza bache de lodo viscoso igual al volumen del agujero descubierto; debiendo ser lodo de mejores condiciones y estable para registros eléctricos y para introducción de tubería de revestimiento.

LOS PRODUCTOS UTILIZADOS EN ESTE SISTEMA SON:

P R O D U C T O D E S C R I P C I O N

Bentonita Viscosificante / Limpieza del agujero 60 kg/m3Soda Ash Reductor de Dureza 1 kg/m3Sosa Cáustica Alcalinizante / Aumenta la solubilidad 3 kg/m3

De los dispersantesProtox OH Alcalinizante / proporciona Ión Calcio 2 kg/m3


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SISTEMA BENTONITICO SALADO

Se prepara un fluido Bentonítico y debe ser mezclado y prehidratada la bentonita en agua dulce ó de perforación, la cual debe tratarse con Soda Ash para reducir la dureza total por debajo de 50 mg/Lt, para facilitar la hidratación de la bentonita, con agitación mínima de 5 hr. Y ajustar el pH a lo programado.

Agregar al fluido prehidratado agua de mar en una relación de 1/1, para obtener una salinidad cercana de 12000 a15000 ppm, agregando hasta un máximo de 5 kg/m3 de Protepac R, para control de filtrado, y tratar el fluido con Protelig y Disper X, para el control de las Reologías



Bentonita Viscosificante / Limpieza del agujero 80 kg/m3

Disper X Dispersante 5 kg/m3

Soda Ash Reductor de Dureza 1 kg/m3

Protelig Reductor de filtrado 5 kg/m3

Protepac R / SLO Reductor de filtrado / Viscosificante 5 kg/m3

Sosa Cáustica Alcalinizante / Aumenta la solubilidad 3 kg/m3De los dispersantes

Protelube Lubricante de presión extrema 2-4 Lt/m3 para introducción de TR

Protox OH Alcalinizante / proporciona Ión Calcio 6 kg/m3


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SISTEMA BENTONICO DISPERSO - INHIBIDO

Es empleado para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se puede realizar con agua fresca o salada, considerando el contenido de calcio menor de 200 ppm. el Ca++ se controla con carbonato de sodio.

Este fluido se recomienda para perforar el intervalo compuesto por rocas plásticas y arcillas reactivas del reciente pleistoceno y mioceno. La mayor parte de esta sección consta de arcillas altamente reactivas y arenosas.

Los problemas de perforación, incluyen embolamiento de barrena, agujero reducido y “washouts” y la contaminación por di oxido de carbono (CO2), es común en este intervalo.



Bentonita Viscosificante / Limpieza del agujero 35 kg/m3

Disper X Dispersante 17 kg/m3

Gilsonita liquida Reductor de filtrado y torque 6 lt/m3


Protepac R / SLO Reductor de filtrado / Viscosificante 6 kg/m3

Sosa Caústica Alcalinizante / Aumenta la solubilidad 4 kg/m3De los dispersantes

Protelube Lubricante de presión extrema 4 lt/m3

Inhibishale inhibidor de Lutitas / Aumenta propiedades 12 kg/m3reológicas

Protox OH Alcalinizante / proporciona Ión Calcio 14 kg/m3

Prodet Plus Detergente 2 lt/m3


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SISTEMA POLITEXA(FLUIDO BASE AGUA POLIMÉRICO INHIBIDO PARA TEMPERATURA MEDIA)

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMAEs un sistema como su nombre lo dice polimérico inhibido, diseñado especialmente para perforar las

formaciones de rocas carbonatadas y que se encuentran severamente fracturadas (del plio-pleistoceno, mioceno superior, medio, inferior, cuya litología se caracteriza por grandes espesores de arenas no consolidadas de diversas granulometrías, arcillas deleznables y lutitas hidratables.)

El diseño se fundamenta en dos partes:a) Intercambio Catiónicob) Inhibición

El intercambio catiónico sé da agregando cal (como fuente del Ión calcio) para sustituir el Ión Sodio propio de las lutitas, convirtiéndola en una arcilla resistente a la hidratación superficial. Este sistema se puede considerar de bajo contenido de cal, lo cual lo hace menos susceptible a la gelación por altas temperaturas, parte del éxito de este sistema es mantener una alcalinidad balanceada, estableciendo un pH de 12, Pm de 4-8 ml H2SO4 y un exceso de Calcio máximo de 4- kg/m3, todo dependiendo de la actividad de la formación a perforar.

La utilización de un polímero inhibidor de lutitas (INHIBISHALE), de la familia química de Glicoles, complementa las propiedades inhibitorias del sistema, este producto es 100 % soluble en agua, funciona en sistemas de agua de mar o ambientes salados, resistente a la presencia de Iónes de Calcio ó Magnesio, su acción consiste en disminuir la tendencia de la arcilla a absorber agua y previene su inmediato hinchamiento.

La versatilidad del sistema permite su utilización como fluido disperso inhibido, polimérico disperso y polimérico inhibido, teniendo la ventaja sobre otros sistemas de permitir la utilización de dispersantes como es el DISPER X (dispersante de la familia de las ligninas).

Las formaciones arcillosas no hidratables que contienen arenas de diferentes granulometrías adquieren una especial importancia durante su perforación, si bien él perforarlas con fluidos de emulsión inversa, nos da la seguridad de tener un fluido estable, se pueden tener problemas de inestabilidad de agujero al

Perforarse con altas salinidades y erosionarse las mismas, produciéndose derrumbes, atrapamientos de tuberías y perdidas de circulación, este sistema proporciona él enjarre requerido como apoyo lateral para sostener las paredes del pozo. Este sellado se refuerza con la adición de materiales sellantes como Gilsonita, Grafitos o materiales que sirven de puente como los Carbonatos de Calcio u Obturante Celulósico.

La perdida de filtrado derivada del sometimiento del fluido de perforación por una presión diferencial, se controla con la adición de Lignitos Cáusticos (Protelig), el cual es además dispersante y emulsificante, el polímero de Celulosa Poli aniónica (PROTEPAC R ó SLO), Es otro agente reductor de filtrado, actúa también como inhibidor de lutitas y Viscosificante secundario, en concentraciones menores ayuda a reducir los valores Reológicos del sistema.


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Una de las funciones de los fluidos de perforación de pozos petroleros es la de lubricar la sarta de perforación y las paredes del agujero, este sistema contempla dentro de su formulación un lubricante de presión extrema (Protelube), que es una mezcla de lubricantes no tóxicos y biodegradables.

La utilización de un detergente en el sistema (Prodet Plus), mantiene una baja tensión superficial, lo cual permite humectar la formación antes y después de su perforación, mejorando las velocidades de penetración, además de evitar los embolamientos de las barrenas y los estabilizadores con los recortes perforados.

FORMULACIÓN POLITEXA

P R O D U C T O D E S C R I P C I O N CONCENTRACIÓNBentonita Wyoming Viscosificante 30 – 40 kg/m3

Hidróxido de Sodio Alcalinizante 4 kg/m3

Protox OH Proveedor Iónes Calcio 8 – 12 kg/m3 *Disper X Dispersante 10 – 12 kg/m3

Prodet Plus Detergente 1 kg/m3

Protepac R ó SLO Reductor de filtrado 10 kg/m3

Protelube Lubricante de presión extrema 4 -6 lt/m3

Gilsonita líquida Estabilizador de arcillas, sellador 8 lt/m3


Inhibishale Supresor de hidratación 8-20 lt/m3 *Agua Fase liquida La que se requiera

concentración de acuerdo con la actividad de la lutita (CEC) a perforar

El diámetro del agujero, la velocidad de penetración, los gastos empleados, el equipo de control de sólidos tiene un impacto directo en el comportamiento del fluido, este sistema está considerado como uno de los más estables, superando los problemas tenidos por los fluidos a base de sales y de alto calcio, teniendo presencia en toda la región sur e iniciando en la división marina.

Las concentraciones de los materiales convenidos con PEMEX de acuerdo al sistema propuesto o requerido, son manejadas matemáticamente de acuerdo a los volúmenes generados y la cantidad en kilos, m 3

ó Lt. De productos utilizados, nuestra empresa propone la generación del fluido en su planta almacenadora y procesadora de fluidos de estación Chontalpa Tab., Dando con esto la certeza y seguridad de que nuestro fluido al ser bombeado al pozo lleva las concentraciones pactadas o en demasía de acuerdo a las necesidades de la perforación, de tal manera que nuestro fluido cumpla con sus objetivos, manteniendo dentro de sus rangos las propiedades Físico Químicas recomendadas, es decir que la mezcla de los productos que forman nuestro sistema, entra al pozo de manera homogénea.


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SISTEMA POLITEXA “K”FLUIDO BASE AGUA DULCE

Este sistema se trabaja con el control de la tensión superficial; una baja tensión superficial es una de las características del sistema, y esta propiedad permite que la formación sea rápidamente humectada antes y después de su perforación influyendo directamente en la velocidad de penetración y en la eliminación de la formación de conglomerados de recortes que pueden embolar la barrena y los estabilizadores.

El uso del tenso activo mantiene al sistema y a su filtrado con baja tensión superficial e interfacial a fin de pre mojar la formación.

material función concentraciónAgua dulce Base 960 lt/m3

Soda Ash Reductor de dureza 1-2 kg/m3

Sosa Caústica Alcalinizante 4-6 kg/m3

Prodet Plus Reductor de tensión superficial 2-4 kg/m3

Bentonita Viscosificante 25-30 kg/m3

Gilsonita liquida Reductor de filtrado 12-16 lt/m3

Protepac R Viscosificante 6-8 lt/m3

Disper X Dispersante 4-6 kg/m3

Protelube Lubricante de presión extrema 10-12 lt/m3

Inhibishale Inhibidor Físico de arcillas 18-20 lt/m3

Cloruro de Potasio inhibidor químico de arcillas 25-35 kg/m3

Protox OH Secuestrador secundario de CO2 y H2S 4-6 kg/m3

Protelig Reductor de filtrado y emulsificante 6-8 kg/m3

Monoetanolamina Secuestrador primario de CO2 y H2S 4-6 lt/m3

El uso del Proamin beneficia la estabilidad térmica en los productos, y en caso de ser necesario utilizar en concentración de 8-10 lt/m3, de lodo Siempre y cuando la temperatura sea superior a los 160 °C.El uso del Protex Vel (producto innovador) será producto alterno que mejorara las velocidades de penetración cuando estas se tornen críticas durante la perforación de la etapa.Esta formulación esta diseñada para soportar densidades hasta de 2.08 y presencia de CO2 y altas temperaturas

El sistema esta formulado de una manera que permite el manejo controlado de los contaminantes. Además mantiene una alta lubricación, baja tensión superficial e interfacial, bajo filtrado APAT y API, reologías estables, pudiendo utilizarse altas y bajas densidades. Siendo un fluido óptico para la perforación de lutitas hidrófilas. Para llevar a cabo un control efectivo de este fluido se tendrá que realizar las pruebas de tensión superficial del filtrado, % de Ion K+ y CEC.

Parámetros Especificación Resultados

PROPIEDADES REOLOGICAS


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L6 Pa(lb/100ft2) 3,06 (6) mínimo 6L3 Pa(lb/100ft2) 2,55 (5) mínimo 5

Viscosidad Plástica, Vp mPa.s 14 mínimo >14Punto de Cedencia, Pc Pa(lb/100ft2) 5,7 (12) mínimo >12

PERDIDA DE FILTRADO API ml 8 máximo 4.4 APAT ml 18 máximo 16 pH 9 mínimo 13

ESTABILIDAD TERMICA L6 Pa(lb/100ft2) 3,06 (6) mínimo 6L3 Pa(lb/100ft2) 2,55 (5) mínimo 5

Viscosidad Plástica, Vp mPa.s 27 mínimo 28Punto de Cedencia, Pc Pa(lb/100ft2) 11,5 (24) máximo 16

DISPERSION % 25 máximo 21 EXPANSION LINEAL % 25 máximo 24.7 LUBRICACIÓN: 0.246 COEFICIENTE DE LUBRICACION 0.25 máximo RESISTENCIA A LA CONTAMINACION 16

CON DIOXIDO DE CARBONO: GELATINOSIDAD A 10 MIN. 16,8 (35)

TIEMPO DE SUCCION CAPILAR 50 máximo 26

PROPIEDADES DEL LODO

Propiedad Resultado Propiedad ResultadoDENSIDAD GR/CC 1.30 - 1.75 GR/CC K+ ppm 10000 - 13000VP CP 19 - 42 SALINIDAD 16000 - 20000PC 100 Lb/100 ft2 12-22 PM 8-10FILTRADO API <6 PF 4.4PH 11.5 - 13 MF 5.7MBT Kg/m3 <30 CO3 1560TENSION SUPERFICIAL DEL FILTRADO 32.8 DINA / CM2 OH 1054

GEL 5-9

SISTEMA POLITEXA “M”FLUIDO BASE AGUA DE MAR


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Este sistema se trabaja con el control de la tensión superficial baja; al bajar la tensión superficial del agua, nos ayuda considerablemente a maximizar la adhesión entre sólidos y a minimizar la cohesión en él liquido, es decir el filtrado que pueda absorber la arcilla sé vera disminuido, debido a que la succión capilar de esta será minimizada de acuerdo a la baja tensión superficial, evitando con esto un alto hinchamiento de la arcilla.

La tensión superficial nos ayuda a suspender los sólidos que se encuentran en el fluido debido a que la presión de la gota de agua aumenta ayudando a llevar a la superficie los sólidos suspendidos, además proporciona una lubricación de la barrena y una limpieza eficiente de la misma

MATERIAL FUNCION CONCENTRACIONAgua de Mar Base 960 lt/m3

Soda Ash Reductor de dureza 1-2 kg/m3

Sosa Caústica alcalinizante 4-6 kg/m3

Protex Floc Reductor de tensión superficial 2-4 kg/m3


Magitex Lubricante y mejorador de penetración 12-16 lt/m3

Visco Tex Viscosificante 6-8 lt/m3

Inhibiclay Inhibidor físico y químico de lutitas 4-6 kg/m3

Protox OH Secuestrante secundario de co2 y h2s 10-12 lt/m3

Disper X Dispersante 18-20 lt/m3

Reduc Tex Reductor de filtrado y Viscosificante 25-35 kg/m3

Monoetanolamina Secuestrante primario de co2 y h2s 4-6 kg/m3


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SISTEMA POLITEMP FLUIDO POLIMERICO PARA ALTA TEMPERATURA

Se utilizan dispersantes químicos para deflocular a la bentonita sódica, no se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión.Es el fluido de perforación más versátil y más utilizada en la industria. la viscosidad del sistema es controlada con facilidad mediante el uso de dispersantes. se trata de un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Además, si se le agregan surfactantes y mayor dosis de lignitos resulta excelente para perforar pozos de alta temperatura.

Este fluido se recomienda principalmente para perforar los intervalos con presencia de calizas del Cretásico y formaciones productoras del Jurasico.

Por lo general en estos intervalos se esperan altas temperaturas de fondo y contaminación por di oxido de carbono.

LOS PRODUCTOS QUE SE UTILIZAN EN ESTE SISTEMA SON LOS SIGUIENTES:


Sosa Cáustica Alcalinizante / aumenta la solubilidad de los 2-3 kg/m3Dispersantes

Bentonita Viscosificante / limpieza del agujero 30-35 kg/m3

Protox OH Alcalinizante / proporciona ión calcio kg/m3

Prothín Dispersante defloculante 4 kg/m3

Procal Dat Reductor de filtrado y viscosificante alta Temp. 5 kg/m3

Protelig Agente de Control de Filtrado 4 kg/m3

Protelube Reductor de presión / torque 4 lt/m3

Gilsonita Liquida Reductor de filtrado y estabilizador de agujero 6 lt/m3

Inhibishale Estabilizador de lutitas / aumenta propiedades 4 lt/m3Reológicas

Proamín Estabilizador térmico 4 lt/m3

Monoetanolamina Secuestrante de H2S 4 lt/m3

Bárita Densificante


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LODOS CALCICOS

1.- INTRODUCCION

Unos de los más antiguos sistemas de Fluidos Inhibidos que se utilizo fue el sistema a base de Cal. Su tolerancia a los sólidos de perforación fue el instrumento por medio del cual gano amplia aceptación en un tiempo en el cual el control de sólidos era mucho menos efectivo que hoy. Permanecen en uso debido a su naturaleza inhibitiva y bajo costo.

Los fluidos a base de cal utilizan el mismo principio de intercambio catiónico encontrado en otros sistemas tratados con calcio, sin embargo, el calcio soluble se conserva a un valor mucho más bajo.

Alcalinidades mas altas ajustadas con adiciones de sosa cáustica, suprimen la solubilidad del calcio en el filtrado haciendo posible controlar las propiedades del fluido en los rangos deseados. La cal se conserva en exceso en el fluido para reponer el calcio que se gasta en el intercambio iónico con los materiales arcillosos.

Los fluidos a base de cal se nombran generalmente bajo tres categorías: Baja Cal, Media Cal y Alta Cal, representando la cantidad de exceso de cal conservado en el fluido. Mientras que todos los rangos de los fluidos a base de cal son igualmente inhibidos, los de mayor cantidad de cal en el sistema son más tolerantes a los sólidos. Sin embargo, los rangos más bajos de cal hacen al sistema menos susceptible a la gelación por alta temperatura.

2.- PREPARACION (BAJO CAL).

MATERIAL PROPIEDADES Y CONCENTRACIONESBentonita Viscosificante 40 -- 60 Kg/m3

Protelig Reductor de filtrado 8 – 10 Kg/m3

Sosa Cáustica Alcalinizante 5 -- 9 Kg/m3

Protepac R/SLO Reductor de Filtrado 11 – 18 Kg/m3

Disper X Dispersante 5 – 12 Kg/m3

Protox OH Proveedor de Iónes Calcio 9 – 15 Kg/m3

Bárita Densificante La necesaria

Dependiendo de las condiciones del pozo y para ayuda del sistema se agregará algún aditivo lubricante para reducir el torque, estabilizador de arcillas y alguna Celulosa Poli aniónica para Viscosificar y Reducir Filtrado.

PROPIEDADES FISICAS:

VISCOSIDAD MARSH 38–42 SEGUNDOSVISCOSIDAD PLÁSTICA 18 – 22 CENTIPOISESPUNTO CEDENTE 6 – 12 LB/100 Ft2FILTRADO API 4 – 8 MLCALCIO SOLUBLE 80 – 200 PPMPH 12 S/DPf 0.7 – 1.0 CC DE H2SO4 0.02NEXCESO DE CAL 2.8 – 6.00 Kg/m3


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3.- VENTAJAS:

1.- Inhibición de Arcillas.2.- Estable a Temperaturas de 150 °C3.- No es afectado por Contaminaciones de Cemento.4.- Resistente a la Sal y Agua Salada.5.- Tolerante a los Sólidos Coloidales.6.- Bajo Costo.7.- Fácil Mantenimiento.

4.- AREAS DE USO:

1.- Para Perforar Lutitas Tipo “GUMBO”2.- Para Perforar Grandes Intervalos de Cemento.3.- Para Estratos de Sal y Flujos de Agua Salada.4.- Temperaturas de Fondo de 150 °C.

SECUENCIA DE AGREGADO.

1.- Agua de Perforación (verificar que el agua no tenga alta dureza y salinidad).2.- Agregar Bentonita con un MBT de 40 a 60 Kg/m3.3.- Agregar la mitad de Lignito y Lignosulfonato.4.- Agregar la Sosa Cáustica.5.- Agregar el Protox OH6.- A completar el Lignito y Lignosulfonato.7.- Agregar Reductor de Filtrado (PAC)8.- Agregar Bárita Necesaria.

NOTA: Considerar que la Reología tiende a disminuir y este efecto se presenta cuando el lodo recién preparado es circulado en el agujero.

CONVERSIÓN DEL SISTEMA BASE AGUA A BASE CALCICO:

La conversión de un sistema Base Agua a Base Cálcico nos permite tener un sistema Inhibido que puede utilizarse en base a las necesidades, en un sistema de Baja, Media ó Alta concentración de la fuente cal.

El efecto de la Inhibición del sistema cálcico, se refleja en el intercambio de los Iones de Sodio propio de las Arcillas ó Bentonitas comerciales por el Ión Calcio.

Este desplazamiento iónico da al sistema una capacidad de Inhibición de las arcillas perforadas evitando su hidratación y haciendo más estables las propiedades reológicas del fluido de perforación.Para que el Sistema Cálcico sea más funcional deberá acoplarse con un sistema integral de Control de Sólidos que permita tener en última instancia el menor porcentaje de Sólidos Coloidales (MBT) además de tener en la formulación un lubricante que evite los embolamientos de la barrena.Se recomienda utilizar el sistema cálcico si la temperatura de fondo del intervalo a perforar no rebasa los 150 °C para evitar que el lodo se solidifique por el efecto del contenido de Iónes Calcio.OBSERVACIONES DURANTE LA OPERACIÓN EN EL POZO:


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Se recomienda hacer la conversión en la zapata para amortiguar el efecto floculante inicial de la fuente de calcio sobre las arcillas del lodo.

PROCEDIMIENTO DE LA CONVERSION:

Reducir al mínimo aceptable el contenido de sólidos arcillosos en el lodo ya sea por dilución ó de preferencia mecánicamente.

Agregar la cantidad necesaria de dispersantes para proteger la arcilla del lodo del efecto de los Iónes calcio.

Agregar sosa Cáustica para mantener el pH > 11.5 para reducir la solubilidad del calcio y aumentar la solubilidad del dispersante.

Agregar la cantidad de cal necesaria de acuerdo a las necesidades del sistema (Baja, Media ó Alta Cal) como fuente de suministro de Inhibidores Calcio.

Agregar si es necesario más dispersante para amortiguar el efecto floculante de la cal y mantener los valores Reológicos en su rango de trabajo.

Agregar Polímero reductor de Filtrado para ajustar el mismo a su valor de trabajo. Agregar Sosa Cáustica para mantener el pH > 11.5 para producir Hidróxido de Calcio y controlar la

solubilidad de la cal según la reacción: 2 NaOH + CaSO4 Ca(OH)2 + Na2 SO4

Verificar que las alcalinidades del filtrado (Pf) y del lodo (Pm) se mantengan en sus valores requeridos de acuerdo a las necesidades del sistema (Baja, Media ó Alta Cal).

Asegúrese que el Exceso de Cal en el lodo se mantenga en sus valores requeridos agregando cal por los embudos, por que si el lodo no mantiene el contenido optimo de calcio, es decir, si se agota por el intercambio iónico de ir sustituyendo el Sodio por el calcio, las arcillas tenderán a Hidratarse y Dispersarse ocasionando altos valores reológicos.

EXCESO DE CAL = 0.742 X PM - ( % de Agua X Pf) / 100

CONVERSIÓN Y MANTENIMIENTO:

La conversión de un lodo cálcico es conveniente realizarla con la barrena estacionada en la zapata antes de la operación de perforar.

Almacene los materiales necesarios (cal, defloculante, sosa cáustica), cerca del embudo de agregado. Agregue la cal y el defloculante a través del embudo. Agregue la sosa cáustica directamente a la presa de mezclado, precaución: no agregue la sosa a través del embudo.

Los materiales de la conversión se deben agregar en intervalos de tiempo de 1 a 2 circulaciones completas.

Se debe mantener una máxima agitación tanto en la presa de mezclado como en la presa de succión. Sé evitar agregar la cal y el PAC en forma simultánea, debido a los drásticos incrementos de viscosidad. La cal se agrega para mantener el Calcio en el filtrado. La solubilidad del calcio se controla por medio del pH del sistema., solubilidad del contenido de calcio

disminuye cuando el pH incrementa (este efecto es mas pronunciado en los lodos a base de cal que de yeso) por lo tanto el control del pH es importante en el mantenimiento de un adecuado nivel de calcio disponible.

Se considera que los lodos cálcicos tienen una condición estable cuando los valores de Gel son bajos y frágiles y cuando las adiciones de cal no provocan incrementos drásticos en la viscosidad.

PROPIEDADES LODOS CALCICOS:A).- LODO DE ALTA CAL:


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Pf De 5 a 10 cc de H2SO4 0.02 NExceso de Cal 14.3 a 45 Kg/M3Calcio 100 a 300 Mg/Lt.

B).- LODO DE BAJA CAL:

Pf De 0.8 a 2.0 cc de H2SO4 0.02 NExceso de Cal 2.8 a 7 Kg/M3Calcio 100 a 300 Mg/Lt.

INFORMACIÓN BÁSICA DE LODOS CALCICOS

El éxito de un sistema de lodo de baja cal empieza con el lodo superficial ó “BASE” el control de sólidos es de suma importancia y es importante también mantener el agujero limpio desde el principio, los excesivos sólidos en un lodo de baja cal pueden ser causados por una Hidráulica pobre, una baja alcalinidad y un inadecuado equipo, mantener el lodo “BASE” limpio con equipo apropiado y una adecuada utilización de ese equipo mantendrá el MBT por debajo de 30 Kg/m3 y la Viscosidad Marsh debajo de 38 Seg., También las adiciones de agua tenderán a minimizarse, debería entenderse que este es un SISTEMA NO DISPERSO, dispersantes tales como CLS, Lignitos, Taninos, Sosa Cáustica ó Fosfatos deberían eliminarse completamente en el lodo “BASE” previo al “QUIEBRE” ó conversión, la Viscosidad se debe mantener a un nivel para óptima limpieza del agujero, pero no tan alta que afecte los rangos de perforación ó que evite la remoción del gas entrampado ó de los Sólidos de Baja Gravedad en la superficie, agregando cal al lodo “BASE” mantendrá una carga de Ca++ y ayudará a prevenir el intercambio de base en las formaciones reactivas, un Pm de 0.8 á 1.5 es normalmente suficiente para realizar esto, la fase acuosa del sistema puede utilizarse según la conveniencia, en perforaciones de Mar adentro utilice agua de mar; en terrestres use agua dulce.

Cuando se utilice agua de mar, prehidrate cualquier tratamiento de Bentonita en agua de perforación.La conversión del lodo cálcico debe ser exitosa y completa en dos ó tres circulaciones, si es posible

realizar un viaje al agujero para limpiarlo previo a la conversión. El agujero deberá estar más calibrado debido a que se han eliminado los dispersantes, si no se realizara el viaje de limpieza, podría ser que después de la conversión hubiera ligeras fricciones en el agujero, el porcentaje de sólidos de baja gravedad debe mantenerse menos de 4 á 6 %, aunque se debe agregar Bentonita al sistema de acuerdo a su formulación, una conversión típica se realizaría agregando de 5.7 a 12 Kg/m3 de Dispersante, simultáneamente con 5.7 a 12 Kg/m3 de Cal, también deberá agregarse aproximadamente de 2.8 á 5.7 Kg/m3 de Sosa Cáustica al mismo tiempo, el incremento de viscosidad será mínimo si el Pm del lodo “BASE” es superior a 1.0, una buena regla práctica es agregar un saco de Sosa Cáustica por cada dos de Cal.

Inicialmente el Pm incrementara a 15 y el Pf aproximadamente en 3.5 pero después de dos circulaciones el Pm se estabilizará aproximadamente a 7 – 9 y el Pf a 1.5 – 2.0, el pH se debe estabilizar bien debajo de 12.4 y el calcio soluble del filtrado, debajo de 250 ppm. Se ha comprobado concluyentemente que la protección de las partículas de arcilla contra el ataque de los Iónes OH se puede lograr manteniendo un mínimo de 12 Kg/m3 de Dispersante en el sistema.

El Dispersante es un encapsulador que protege el COLOIDE pero se va degradando con los recortes y se debe reemplazar de acuerdo a los ritmos de perforación como sea necesario, un punto importante a considerar es una alcalinidad balanceada.


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Hay diferentes opiniones acerca de este balance, pero definitivamente este balance ocurre cuando el sistema se ha estabilizado por completo. En nuestra opinión, el rango de sosa cáustica a cal esta balanceado cuando la reacción de una con otra es constante. Esto parece ocurrir cuando el rango o relación de cal / sosa caústica es de 2 a 1. Por supuesto el equilibrio cambiara según las condiciones. Manteniendo el pH debajo de 12.4 tendera a estabilizar y crear un equilibrio. Las propiedades del lodo tienden a estabilizarse cuando el Pf y el exceso de cal son aproximadamente iguales. (Lb/bbl). Reiterando, esto parece ocurrir cuando la relación de cal / sosa cáustica es cercana a 2:1. Aquí el KOH (hidróxido de potasio) no se recomienda pero si se usara, el equilibrio parece ocurrir a una relación de 1.2 de cal por 1 de KOH. Con el KOH hay mejor inhibición en algunas formaciones, pero es mejor conservar una relación de 2 a 1 sosa cáustica / KOH.

Es importante mantener el control del filtrado de la manera más rápida sin afectar el desempeño de las demás propiedades. Un almidón no pre-gelatinizado reduce drásticamente la perdida de fluido aun con cloruros y calcio presentes, si las condiciones de temperatura son normales y no lo degradan. Algunas compañías han tenido mejores resultados con almidón pre-gelatinizado. Ambos son encapsuladores y solo se requieren pequeñas cantidades. No hay fermentación si el pH esta arriba de 11.5 y no es necesario un biocida.

El almidón se degrada con el uso y tiempo y se manifestara como sólido para reducir ligeramente los ritmos de penetración no se debería usar el almidón con densidades arriba de 1.80 gr/cc y cuando la temperatura excede de 250 °F.

Un método simple y muy efectivo para bajar el filtrado después de una adición de almidón es el siguiente: separar una presa y agregar de 2 a 10 sacos de sosa cáustica y de 5 a 20 sacos de lignito después agregue Bentonita hasta alcanzar un MBT de aproximadamente 60, agregue mas lignito y sosa caústica si es necesario para mantener la mezcla en forma bombeable. Agregue esta mezcla al lodo según sea necesario.

El control de filtrado a alta temperatura es más fácil utilizando este procedimiento. Para un control de filtrado más estricto, se puede agregar otros productos de alta temperatura, los cuales no contengan lignito o dispersante. Realmente el lignito no debería agregarse a través del embudo y las adiciones deberían reducirse a un mínimo. En pozos someros, donde la temperatura no exceda de 250 °F el lignito debe eliminarse completamente. Para un mantenimiento diario, agregue un mínimo de (1 lb/bbl) 2.85 kg/m3 de dispersante. Incremente como sea necesario hasta (2 lb/bbl) 5.7 kg/m3 de acuerdo al ritmo de penetración y a la composición de los sólidos perforados.

Una lutita desmoronable o pegajosa en los vibradores seria indicativo de una adición de mas dispersante y quizá mas KOH siempre agregue cal con el dispersante. Por cada 2 saco de cal agregue 1 saco de sosa cáustica a través del tanque de reactivo mantenga una alcalinidad balanceada, un control de sólidos y una optima hidráulica hasta finalizar la etapa. En caso de que la alcalinidad se mantenga alta después de la conversión cheque la diferencia entre 1/0.5 del valor de la lectura a 600 RPM y la viscosidad plástica si es menos de 5 es posible que se requiera mas Bentonita, lo cual actúa como una solución buffer para bajar la alcalinidad.

Los sólidos de baja gravedad se deben verificar de una forma programada y mantenerlos en niveles adecuados. Recuerde este sistema es no disperso. El secreto de los bajo sólidos es prevenirlos de dispersión utilizando una alcalinidad balanceada como se describe y mantener un mínimo de (4 lb/bbl) 12 kg/m3 de dispersante en el lodo.

ALCALINIDAD

¿QUÉ ES EXACTAMENTE UNA ALCALINIDAD BALANCEADA?


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La alcalinidad balanceada ocurre en el punto donde el exceso de cal (en Lb/bbl) y el Pf son iguales.

Una buena regla es agregar 1 saco de sosa cáustica por cada 2 sacos de cal. El pH del lodo no debería de ser más alto que el pH natural de la cal (12.4). Un Pm ideal para un sistema de baja cal con dispersante, de alcalinidad balanceada seria de 8 con un Pf de 1.5, el exceso de cal seria de 1.6 y balanceado. Con la alcalinidad balanceada es necesario también mantener una adecuada cantidad de agente protector de la partícula de arcilla en el sistema, el dispersante es más inhibitivo porque tiende a encapsular la partícula de arcilla. De esta manera ofrece mejor protección que los CLS, pero también tiende a degradarse o desgastarse con los recortes en las temblorinas se necesita un mínimo de (4 lb/bbl) 12 kg/m3. Las adiciones rutinarias cambiaran de acuerdo a las cantidades de recortes generados cuando se mantiene 12 kg/m3 del producto en el sistema se obtiene una ventaja adicional el dispersante previene de la disminución de alcalinidad después de añejar. Esto significa viscosidades mas bajas después de prolongados tiempos de registros eléctricos.

Alcalinidad puede ser definida como la cantidad de iones solubles en agua que pueden ser neutralizados con ácido. En otras palabras, algunos iones que están en el medio como protones (H+), actúan en el lodo como ácidos. Por otro lado, todo Ión combinado con un protón (H+), es un protón captador y contribuye a la alcalinidad.

A continuación veremos un ejemplo:

1.- H2SO4 ---- 2H + SO4= ( El acido aporta protones H+) El ácido sulfúrico contiene hidrogeno y sulfato.2.- a) NaOH ---- Na+ + OH-

El hidróxido de sodio contiene Sodio e Hidróxido b) OH- + H+ -- H2O (Water) (El hidroxilo (OH-) combinado con el protón (H+), forma agua, por lo tanto el oxidrilo contribuye a la alcalinidad.

Oxidrilo e Hidrogeno contiene agua.Hay tres iones que en lodos de base acuosa, contribuyen a la alcalinidad.

1.- (OH-) Hidroxido OH- + H+ --------- H2O (Agua)2.- (CO3) Carbonato CO3= + H+ -------- HCO3 (Bicarbonato)3.- HCO3- Bicarbonato HCO3- + H+ ------ CO3= + HOH (Agua)

En estas reacciones, el proton (H+) se combina con cada ion. Aquí cada Ión contribuye a la alcalinidad y el pH están relacionados pero no son iguales ni similares. Para poder apreciar entre los dos, hay que definir y entender a cada una de las dos expresiones.

pH

pH se define como el logaritmo negativo de la concentración de hidrógeno. Esto se puede expresar como.

Origen de la alcalinidad:

OH - :


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El Ión oxidrilo puede presentarse en la naturaleza en forma de hidróxido de magnesio (Mg (OH)2) y como hidróxido de calcio (Ca (OH)2). Ambos de estos compuestos están presentes naturalmente en diferentes capas de la corteza de la tierra. La adición de soda cáustica (Na (OH)), Hidróxido de potasio (K (OH)), e hidróxido de calcio (Ca (OH)2), al lodo producen un incremento de pH en el.El cemento comúnmente produce (OH-). La reacción química seria Ca (OH)2 ------ Ca++ + 2 (OH-)Tanto el Ca (OH)2 como el cemento ceden calcio y oxidrilos.Algunos agregados al lodo nos dejan iones oxidrilos en solución lo que nos incrementa el pH.

CO3 = :

El Ión Carbonato tiene varios e interesantes orígenes. En la naturaleza puede aparecer en la combinación con potasio, en algunas capas (CO3K2).También es el producto de una reacción química que sucede y puede dar como resultado una patada de gas. Cuando Co2 (Anhidrido Carbonico) ingresa al lodo la siguiente reaccion ocurre.

1.- Co2 + H2O H2Co3 (Acido Carbonico)2.- Co3H2 + OH- Co3H- + H2O (Bicarbonato + Agua)3.- Co3H- + OH- Co3

= + H2O (Carbonato + Agua)

Otra fuente de Co2, es como subproducto de la acción bacteriana de ciertos tipos de materia orgánica.Un lodo conteniendo materiales para perdidas de circulación, esta sujeto a la acción bacteriana. Esto también es posible con lodos que contienen ciertos reductores de filtrado, de origen orgánico (Almidones Pre-gelatinizados y reformados). Preservativos químicos bi-ácidos, pueden ser agregados al sistema para evitar este inconveniente.Otra fuente de origen Co3

=/CO3H- es su presencia en el agua.Siempre se debe chequear el agua de preparación y preparando en caso que sea necesario.

(CO3H - ) :

El Ión bicarbonato aparece en el sistema como resultado del ingreso de Co2 en el lodo. La presencia del Ión bicarbonato trae variaciones en la (H+) y en la (OH-) es decir en el pH.Co3H- + OH- H2O + CO3

= (Reaccion a Ph=10.3)Bicarbonato y oxidrilo ceden agua y carbonato.Dicha reacción muestra que el Ión bicarbonato no puede existir en lodo de relativo alto pH.El OH- siempre reacciona produciendo CO3

= y agua.Este concepto es muy importante en el tratamiento correctivo de la contaminación de bicarbonato.El rango de pH donde la máxima cantidad de CO3H- puede ser determinada, es de 7 a 10.5.Siendo de pH 10.5, la (OH-) llega a ser bastante importante la reacción predominante, dando (CO3)= y agua.

CO3H+ + OH- --------- CO3= + H2O

Ocasionalmente se encuentra en algunas formaciones aunque la primera manifestación es como Co2 gas.Los siguientes caracteres dan el predominio de iones alcalinizantes en función del pH

A pH de 10.3 o mayor, el CO3= esta principalmente en la solución.

A pH entre 6.3 y 10.3, el CO3H- esta principalmente en la solución.A pH entre 6.3 y 4.3, el Co2 (Gas) esta principalmente en solución.


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Sabiendo la relación entre pH y alcalinidad, puede ayudarnos a identificar que iones en la solución causan problemas.Por ejemplo, esto es virtualmente imposible teniendo contaminación de Por otro lado es muy usual ver contaminación de Co3

= si el pH es de 8.5 a 9.5.

Alcalinidad PF :

La titulacion de Pf es lograda con el filtrado. La fenolftaleina es usada como indicador y la solución tituladora es ácido sulfúrico (H2SO4) Normal 50 o (0.02 N). El punto final de la titulacion PF ocurre en el cambio de color de rojo-rosado al color original del filtrado.El cambio de color ocurre a pH 8.3. El Pf es reportado en cc de ácido N/50 gastados para llevar el pH a 8.3.En la titulacion del PF, frente al rango de pH que ocurre, hay dos iones predominantes el OH- y Co3

=, además es posible localizar trazas de CO3H-. Por consiguiente las dos reacciones que ocurren en la titulación de PF cuando titulamos son:

1.- CO3= + So4H2 (N/50) ------------ CO3H- + So4H-

2.- OH- + SO4H2 (N/50) ------------ H2O + SO4Ca+

En otras palabras a pH 8.3 (Punto final), lo siguiente es lo que verdaderamente ocurre.La mayor parte de CO3

= ha sido convertido a CO3H- y la mayor parte del OH- ha sido convertido en H2O en las reacciones anteriores. En el medio donde las concentraciones de OH- y Co3

= son altas, el pH estará en un alto rango. El problema como y cuando identificar el Ión. Para poder dar un orden y decir que iones están presentes en el Pf, se debe hacer Mf. Esto es fácilmente visto en la reacción siguiente, el producto es el Ión Bicarbonato. Esto puede ser detectado cuando el Mf es hecho.La siguiente reacción ocurre cuando titulando por segunda vez determinamos el Mf.

3.- Co3H- + So4H2 ------------- Co2 + H2O + So4H+

En la reacción 3, la mayor parte del bicarbonato es convertido en Co2.El bicarbonato titulado en esta titulacion, tiene que servir de la titulacion hecha en la reacción 1. O sea que tienen que servir del filtrado anteriormente titulado.En otras palabras el CO3

= titulado en el ensayo de Pf producirán iones CO3H- que serán titulados en el ensayo de Mf.

Alcalinidad Mf:

Después de correr el ensayo de PF, se agregan unas gotas de indicador naranja de metilo, esto dará una coloración Naranja-Rojiza, se titula con Sulfúrico N/50 (0.02 N), el cambio de coloración a salmón rosado, indica el punto final de titulacion.

Se utilizan indicadores Verde de Bromo Cresol, el cambio de color es de azul-verdoso a amarillo, y esto nos indica el punto final de la titulacion. Cuando el cambio de coloración ha ocurrido, el pH debería estar


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aproximadamente en 4.3. Esta segunda titulacion y el No. de cc de ácido sulfúrico gastados en esta, se suman a las gastadas en la titulacion de Pf y se obtiene el valor de Mf.

Ejemplo :3.2 Ml. N/50 SO4H2 = Pf pH 10.4

Cambio de color, rosado a originalFiltrado a pH 8.3

2.1 Ml. N/50 usados Cambio de color de naranja a rosado salmon2da. Titulacion salmon o azul-vredoso a amarillo

pH 4.3

5.3 Ml. N/50 So4H2 total MfMf = Pf (3.2 ml.) + (2.1ml) = 5.3Mf = Es el total de volumen gastado para ir pH 10.4 a 4.3

Usando el siguiente diagrama, uno puede examinar el PF y el MF en términos de iones presentes en cada titulación.

pH

OH-, óOH- + CO3

= , óCO3

11.4 ---------------------------------------------- Ph de el filtrado

OH-, ó PfOH- + CO3

= ml. de acido Sulfurico 0.02 N8.3 -----------------------------------------------

CO3H- y CO2 MfInterposición de iones

4.3 -----------------------------------------------

Sabiendo que el Ión carbonato afecta tanto al Pf como al Mf, es fácil distinguir que iones constituyen el Pf.

Reglas fundamentales.

El OH- no puede estar presente en la titulación del Mf. No es posible obtener altas concentraciones de OH- y altas concentraciones de bicarbonato CO3H- al

mismo tiempo. Esto es cierto debido a la reacción CO3H- + OH- ------------ H2O + Co3

= a.- Si el Pf es alto y el Mf es también alto el principal contaminante es CO3

=.

b.- Si el Pf es alto y el Mf es relativamente inalterado, mediano de valor, el contaminante es OH- . c.- Si el Pf es relativamente pequeño y el Mf es largo el Ión predominante es el CO3H-. Relacionando esto con el pH tendríamos : a.- Cuando el pH es mayor a 10.5 y el Pf y el Mf son relativamente


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b.- Si el pH es menor de 10 y el Mf es largo, el Ión predominante es el bicarbonato. c.- Si el pH es mayor de 10 y el Pf es grande y el Mf permanece con un valor mediano, el Ión predominante será el OH- .

Los iones Co3= y CIO3H- están presentes en ciertos rangos de pH. Por esto, sabiendo el pH, nosotros

podemos determinar que Ión es el causante del problema.

Estimación de concentración de (OH-) (CO3H-) (CO3=), en lodos base agua

Cuando agregamos fenolftaleina al filtrado y esta no da una coloración rojiza, el valor del Pf es cero. Si el Pf = 0, no hay titulacion para PF, esto indica que el pH es menor que 8.3 por esto

(OH)- = 0(Co3

=) = 0 (Co3H-) = 20 * Mf En epm.

Cuando el Naranja de Metilo o el Verde de Bromo Cresol, es agregado y hay una coloración inmediata rosada o amarilla, indicadora del punto final, aquí no hay segunda titulacion.

(OH)- = H2O PF (CO3

=) = CO3H- 2da Titulación. (CO3H-) = CO2 MF

En el diagrama anterior el PF + 2da titulacion es igual a MF.Aquí si la 2da titulacion es 0 Pf = Mf. En otras palabras, después de la titulacion de Pf, el pH esta alrededor de 4.3 y por esto no requiere mas ácido. Cuando esto ocurre.

Epm (OH)- = 20* PfEpm (CO3

=) = 0 Epm (CO3H-) = 20 * MfTeniendo CO3

= presente, este presentaría como titulacion Mf.

Si 2 PF es mayor que MF, los únicos iones presentes en cantidad son (OH)- y (CO3)=, entonces epm (OH)- = (40 *Pf)-(20*Mf)

epm (CO3=) = (40*(Pf-Mf))

epm (CO3H-) = 0 Si 2 por PF es igual que MF, el único Ión presente en cantidad es (CO3

=) y : epm (OH)- = 0 epm (CO3

=) = 40*(Pf) epm (CO3H-) = 0

Si 2 por Pf es menor que Mf, los únicos iones presentes son (CO3=) y :

epm (OH)- = 0 epm (CO3

=) = (40*(Pf) epm (CO3H-) = (20*Mf)-(40*Pf)


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A.- Pf = 0

No (OH-)PF=0 No (CO3)=

pH= 8.32o t.= 3ml. CO3H-

pH= 4.3Cuando no agregamos la fenolftaleina, y no aparece el color rojo. El pH aquí es alrededor de 8.3 o menos. En este caso no puede haber (OH)- o (CO3=) en el filtrado. El único Ión que puede estar presente en la segunda titulacion es el Ión bicarbonato CO3H-.

0 = Pf + 3 ml = 2da titulacion --------

3 ml = Mf

B.- Pf = Mf

solo (OH-)Pf = 2ml solo (CO3

=)pH= 8.3

2o t. = 2ml no (CO3H-)pH= 4.3

Al agregar fenolftaleina, y aparecer el color rojo, es indicativo de la posibilidad de presencia de iones (OH-) o (Co3

=). Una vez terminada la titulacion de pH = 8.3, el naranja de metilo es agregado, si inmediatamente aparece color rosado-salmonado es indicativo de que el punto final de la titulacion a 8.3 (Fenolftaleina) es igual que el punto final a 4.3 (Naranja de Metilo). En otras palabras, no hay segunda titulacion. En consecuencia aquí no puede haber iones (CO3

-) en la titulacion de Pf, por esto la titulacion Mf no va a causar gasto de ácido.

C.- 2 por Pf mayor Mf o 2*2 mayor que 1

Pf = 2 ml. CO3

= -------------- CO3H-

OH- -------------- H2O Ph= 8.3

2o t. = 1 ml CO3H- ------------- CO2

El volumen de ácido consumido para el Pf, es indicativo de que hay algo de (OH-) y algo de (CO3=).

Como el (CO3=) la menor parte, también se titula en la 2o, esta es corta (en volumen gastado de ácido) y es

indicativo de que no hay presencia de (CO3H-), puesto que de existir este, la titulacion MF seria mucho mas largo.

PF = 2 ml


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2o = 1 ml ----------------

MF = 3 ml.

D.- 2 * PF menor que MF o 2*1 menor que 4

Co3= ---------- CO3H-

Pf = 1 ml. CO3H- --------- CO2 ( Desde Pf)

2o = 3 ml. CO3H- --------- CO2 ( Presente antes de Pf) --------------

Mf = 4 ml.

Cuando la segunda titulacion es larga, hay mucho (CO3H-) en el lodo.El PF es casi todo debido a Co3= ya que el (OH-), ha reaccionado con el (CO3H-) formando CO3

= + H2OEl CO3

= producido por el PF se titulara posteriormente en el MF.

Pf = 1 ml2o t. = 3 ml

---------------------------

Mf = 4 ml.

Nota: Los CO3H- que se titularon en la determinación de Mf puede venir por dos caminos:

1.- La titulacion de CO3= en el Pf cede iones CO3H- para el Mf.

2.- Que hubiera iones CO3H- en el filtrado, anteriores a las titulaciones de Pf y Mf.

E.- 2* Pf = Mf o 2*2 = 4

Pf = 2 ml. CO3= ---------- CO3H-

2o t.= 2 ml. CO3H- ---------- CO2

Mf = 4 ml.

En este caso, donde 2 * Pf = Mf, es fácil de ver que el único Ión presente es el (Co3=) epm = 40 * PF.

Aquí el Mf será producto solamente del Ión (CO3H-), que en el PF ha sido pequeña su concentración, porque el CO3H- en este caso no tiene efecto en el Pf. En el Pf no puede haber (OH-) porque este y el (CO3H-) no pueden coexistir en el lodo, en ningún caso en altas concentraciones.

Pf = 2 ml.2ot. = 2 ml.

----------------Mf = 4 ml.

En otras palabras, todos los iones Co3= en el PF, han sido convertidos en CO3H- y todos los CO3H- serán convertidos en Co2 en la titulacion MF.


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Ejemplo:

Pf Mf (Mf-Pf) OH - CO 3 = CO 3H -

0.0 4.2 4.2 - - 840.5 4.2 3.7 - 20 642.1 4.2 2.1 - 84 -2.5 4.2 1.7 16 68 -1.0 3.0 2.0 - 40 206.0 8.0 2.0 80 80 -0.2 1.9 1.7 - 8 30

epm = Equivalente por millón

PMppm = ------------ * epm

Valencia

17ppm = ---------- = 17* epm(OH-) 1

60ppm = --------- = 30 * epm (CO3

=) 2

61ppm = ---------- = 61 * epm(CO3H-) 1


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SISTEMA PROTEXIL (EMULSION INVERSA)

El fluido de emulsión inversa se define como un sistema en el que la fase continua es aceite y el filtrado también lo es. El agua que forma parte del sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos. la adición de emulsificantes hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un sistema estable. los emulsificantes que se utilizan en el sistema deben ser solubles tanto en agua como en aceite. el empleo de otros materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización de asfalto o Gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio para la inhibición.

El sistema “PROTEXIL” es comúnmente utilizado para perforar intervalos con lutitas y arcillas muy activas, altas presiones de poros, altas temperaturas y presencia de gases ácidos.


Diesel Fase continua el necesarioLignamin Reductor de filtrado / estabilizador de las 25-30 kg/m3

paredes del agujeroGeltex Viscosificante / Gelante 8-12 kg/m3

Dispermul I Emulsificante primario 25 kg/m3 Protox OH Alcalinizante / formador del jabón Calcíco 35-40 kg/m3 Cloruro de Calcio Como salmuera (fase dispersa) 55 kg/m3

en la cantidad de agua necesaria para mantener la relación requeridaBárita Densificante

Dispermul II humectante / emulsificante secundario 6-10 kg/m3solo en densidades mayores a 1.45 gr/cc

Este sistema se enfoca a perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación en zonas de presiones normales o zonas productoras con altas temperaturas.

Actualmente la inestabilidad de algunos sistemas base agua ha generado la necesidad de la utilización de este sistema en la perforación de zonas con arenas no consolidadas, arcillas deleznables propias del plio pleistoceno y mioceno, como es el caso de las etapas con barrena de 8 ½”. , Sin embargo, la utilización de fluidos con salinidades superiores a 200,000 ppm, debilita la formación por el secado de la misma. Lo anterior genera resistencias y fricciones, las cuales se enfocan como problema mecánico, tratando de solucionarlo con incrementos de densidad, acelerando el deterioro del agujero perforado y provocando una perdida de fluido mayor, por lo anterior se hace necesario perforar estas formaciones con salinidades adecuadas

Problemas de inestabilidad de agujero durante la perforación de formaciones:Filisola, concepción superior, inferior, encanto y deposito con fluido de emulsión inversa.

descalibración de agujero (erosión) limpieza de agujero pegadas de tuberías resistencias y fricciones perdidas de circulación


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Problemática presentada al perforar estas formaciones por la presencia de arenas no consolidadas, lutitas arenosas y lutitas deleznables, perforadas con un fluido de emulsión inversa, utilizando de4 a 6 kg/m3 de caco3 fino en el sistema de manera preventiva y puentear estas formaciones evitando las perdidas de fluido a la formación, correr baches de barrido con mezcla de carbonatos de 12 a 20 kg/m3

DESCRIPCIÓN DE LAS FUNCIONES DE LOS ADITIVOS PARA FLUIDOS BASE AGUA

AGUA El agua, es la fase Continua en lodos base agua y los sólidos pasan a ser la fase dispersa. SOSA Es un alcalinizante, se utiliza la cantidad requerida, es función de la alcalinidad inicial y del pH deseado en el sistema. Barita es un mineral inerte y no reacciona con los aditivos para lodos ó contaminantes encontrados durante la perforación, y se utiliza para aumentar la densidad de los fluidos de perforación, de este modo se incrementa la presión hidrostática y por lo tanto a evitar derrumbes de la pared del pozo. Soda Ash Es el nombre común para el Carbonato de Calcio, se utiliza en los lodos base agua para precipitar los Iones Calcio provenientes de contaminaciones generadas al perforar formaciones de Anhidrita ó cemento. Bentonita Es una arcilla coloidal plástica (silicato de aluminio Hidratada) que sirve como viscosificante, y se utiliza para incrementar la capacidad de limpieza en el agujero. Proporcionando capacidad de suspensión para fluidos base agua densificados. Sosa Cáustica: es el nombre común empleado para el hidróxido de sodio, proporciona control del pH en los fluidos base agua, sirve para incrementar la solubilidad de dispersantes por ejemplo el lignito. Y manteniendo el pH moderadamente alto es una ayuda en el control de la corrosión y control en la solubilidad de la cal. Protepac R Agente de control de perdida de Filtrado, es un polímero diseñado para elevados rendimientos, este producto es fácilmente dispersable en el base agua, se utiliza como agente de control de filtrado y como viscosificante secundario en los base agua. En donde el rango de empleo de salinidad, va desde agua dulce hasta salmuera saturada, pero debe tener cuidado, ya que se precipita en condiciones de dureza y alto pH. Protox – OH Es fuente de calcio, se utiliza por su alto pH como alcalinizante, se utiliza para controlar la corrosión y ayuda a reducir el contenido de carbonatos en el fluido de control. Disper X Es un Copolimero de lignosulfonato, dispersante, utilizado como reductor de viscosidad, utilizado para altas temperaturas de fondo y concentraciones de carbonatos, además de que provee al lodo un medio reológico estable Prodet plus Reduce sustancialmente el esfuerzo de torque en la sarta de perforación. Protelube Es un lubricante, consiste en una mezcla de lubricantes no tóxicos, biodegradables se utiliza para operaciones de perforación, usado donde las situaciones de torque, arrastre y pegaduras por presión diferencial Gilsonita liquida Sellador de arenas, es una Gilsonita modificada en forma de dispersión, se utiliza para formar un enjarre firme y delgado, reductor de pérdidas de filtrado y permite el control de la reología a altas temperaturas. Protelig Es un reductor de filtrado, es un lignito cáustico compatible con base agua, es un reductor de filtrado y como estabilizador de reología a temperaturas altas. Se utiliza como dispersante emulsificante y para el control de filtrado teniendo una eficiencia rápida y puede desplazar a la Sosa Cáustica, para el control del pH.


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Inhibishale Inhibidor de lutitas, es un producto creado para reducir la habilidad de las arcillas de hidratarse, es 100% soluble en soluciones acuosas, se recomienda cuando se perforan lutitas activas y así no permitir la incorporación de estas al sistema, evitando el incremento reológico, además que provee estabilidad térmica al lodo, pero un sobre tratamiento con Soda Ash puede incrementar el pH del lodo y causar grandes incrementos en los Geles. Procal Dat Es un polímero reductor de filtrado para lodos base agua usado en condiciones extremas de temperatura, salinidad y dureza, controla la perdida de filtrado API y APAT, además de ser efectivo en sistemas con NaCl ó KCl. Prothin Es un dispersante del tipo polimérico diseñado para desarrollar una máxima defloculación aun en bajas concentraciones, puede usarse en lodos de alta salinidad, en sistemas de alta dureza y en cualquier rango de pH. Protex Cleaner Es un agente desimantador, es un surfactante a base de ácidos grasos y alcoholes, ofrece la propiedad de limpiar tuberías de revestimiento en el enjarre y retira las rebabas de acero. Cloruro de Potasio Es una sal blanca y cristalina, con un peso especifico de 2.00 gr/cc y se usa para formar soluciones de salmuera a base de potasio, está inhibe la expansión de las plaquetas de arcilla.

DESCRIPCIÓN DE LAS FUNCIONES DE LOS ADITIVOS PARA FLUIDOS BASE ACEITE

Agua Es el agente viscosificante del lodo de emulsión inversa Dispermul I Es un emulsificante a base de ácidos grasos también conocidos como de emulsión inversa, y se utiliza cuando se requiere de emulsiones estables a altas temperaturas y en presencia de agua y CO2

Dispermul Thin Es un desfloculante ó adelgazador constituido por una mezcla de dispersantes para los sólidos incorporados al sistema de base aceite, reduciendo drásticamente las propiedades reológicas, actúa como adelgazador de lodos base aceite, que presentan altas viscosidades Marsh y geles derivados de las altas contaminaciones por sólidos, gases, cemento, ó domos salinos sin necesidad de modificar la relación Aceite –Agua, pueden usarse previo a las operaciones de cementación para bajar los valores reológicos. Lignamin Es un lignito organofílico químicamente modificado, por lo que es altamente dispersable en aceite, y se utiliza donde se requiera que el fluido soporte altas temperaturas y zonas productoras sujetas a registros de producción, además de que incrementa la tolerancia a las contaminaciones. Cloruro de Calcio Se usa para formar soluciones de salmuera neutra, como agente soluble por arriba de los 120 Kg/m3 por densidad del fluido y mantener el contenido de Ión Calcio tal como lo requieren los sistemas inhibidores, así como para balancear la actividad de formación en la fase de la salmuera en los sistemas de E.I. Geltex Es una arcilla organofílica que proporciona tixotropía a los lodos base aceite, y permite que los sólidos queden en suspensión en el lodo al interrumpir la circulación del fluido en el pozo. Dispermul II Es un emulsificante Secundario a base de ácidos grasos para fluidos base aceite, actuando

como humectante de los sólidos perforados y del material densificante, y no requiere de otros aditivos para humectar en soluciones saladas y es sumamente efectivo cuando se requiere de emulsiones estables a altas temperaturas y en presencia de H2S y CO2, con la recomendación de usar cuando las densidades sean mayores a 1.45 gr/cc.


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SISTEMA DE FLUIDO ESPUMADO

Este sistema es utilizado para perforar formaciones constituidas de rocas carbonatadas y que se encuentran severamente fracturadas, (su uso es aplicable principalmente en las últimas etapas de perforación)

MATERIAL FUNCION CONCENTRACIONBentonita Viscosificante 10-25 kg/m3

Protepac R Reductor de filtrado 4-8 kg/m3

Sosa Caústica alcalinizante 1-4 kg/m3

Proamín Estabilizador Térmico 4-6 kg/m3

Protefoam Espumante 10-20 lt/m3

Inhibishale Inhibidor de arcilla 8-12 lt/m3

SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA EMULSION DIRECTA

En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. Éstos deben superar las desventajas a las que están someti dos, como son la baja estabilidad a la temperatura, sensibilidad a la sosa cáustica, bajo poder de inhibición en arcillas hidratables que se encuen tran intercaladas en las rocas carbonatadas del cretácico y el jurásico, gases amargos que alte ran su composición química y la sensibilidad que tienen a cualquier contacto con fluidos de emulsión inversa. Esto nos ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea aplicable en donde lo permitan los gradientes de fractura 0 en combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de punta de perforación bajo balance. ya sea en zonas depresionadas en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación, lo que provoca problemas mecáni cos a la sarta de perforación; o en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por su bajo contenido de sólidos.Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado.

Este sistema es utilizado para perforar zonas depresionadas con densidades menores a 1.00 gr/cc, zonas productoras en donde la migración del gas a la superficie se lleva a cabo con facilidad

MATERIAL FUNCION CONCENTRACIONAgua Fase continua lo requeridoSosa Caústica Alcalinizante 2-3 kg/m3



Protox OH Secuestrante secundario de CO2 y H2S 4 kg/m3

Protepac R Viscosificante 4 kg/m3

TH Pet Emulsificante para sistema base agua 15-20 kg/m3

Diesel Fase dispersa lo requerido

FLUIDO FAPX BAJA DENSIDAD


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Los fluidos de control de baja densidad se definen, como aquellos fluidos que tienen una densidad menor a la del agua.

Su principal función es lograr el control de un pozo en zonas de presionadas, tales como las calizas cretácicas y calizas dolomíticas, localizadas en el golfo de Campeche.

La densidad de este tipo de fluidos es variable, se pueden obtener densidades de 0.81 gr/cc a 0.92 gr/cc y su viscosidad Marsh, también maneja un amplio rango desde 80 seg. Marsh o mayor de 1500 seg. Marsh dependiendo de la relación aceite-agua que se utilice.

El fluido aereado PEMEX FAPX se puede preparar con una relación aceite-agua de 70/30como mínimo y 90/10 como máximo y su aplicación esta condicionada a pozos o áreas depresionadas, ya que este fluido actúa como fluido de control y además como fluido de limpieza este tipo de fluido esta caracterizado como de emulsión directa y su formulación es de: agua, emulsificante y diesel. De acuerdo a su formulación este fluido carece de sólidos, pero si por algunos de los casos se requiere disminuir el filtrado API se recomienda el carbonato de calcio, como densificante y su uso se debe a que no daña la formación.

Las características que se sugieren para la formulación de este fluido son las siguientes:

AGUA. Es una de las sustancias que la industria usa en grandes cantidades y que para ciertas aplicaciones, se requiere que cumpla con ciertas normas de calidad, para tener como resultado final un producto satisfactorio.

Se recomienda que el agua utilizada sea de una dureza de 250 ppm (CaCO 3), ya que si se utiliza con mayor dureza, se consume mayor cantidad de emulsificante y además con pozos que tienen elevadas temperaturas de fondo, forman resinas que son muy difíciles de remover. Con respecto al PH, se requiere que no sea mayor de 8.5 y la alcalinidad no sea mayor de 150 ppm (CaCO3).

EMULSIFICANTE. Para formar una emulsión se requiere la presencia de tres componentes: aceite, agua y un agente tenso activo o emulsificante y una vigorosa agitación mecánica. El agente tenso activo o emulsificante debe ser de naturaleza química y en su molécula debe tener dos grupos.

Hidrofilico - afín al aguaLipifilico - afín al aceite

Estos dos grupos reducen la tensión interfacial de los líquidos, permitiendo de esta manera la emulsión. Para llevar a cabo una emulsión que cumpla con los requisitos físicos y químicos, se debe tener una agitación mecánica y vigorosa, con el fin de dispersar la fase interna en pequeñas gotas y el agente tenso activo absorbe dichas gotas y las mantiene separadas unas de otras, para evitar la coalescencia al suspender la agitación.

El agente emulsificante es el mas importante, ya que es un producto químico que forma la emulsión y en su molécula contiene dos grupos uno, Hidrofilico y otro lipofilico, su balance de estos dos grupos se conoce como “hidrofilic-lipofilic balance” HBL y sus valores varían de 0-20 unidades y es adimensional.

DIESEL. Es la fase continua del fluido en México se producen tres tipos de diesel No. 1, No. 2-2 y el diesel especial. La principal diferencia es el contenido de azufre y su punto de anilina.

El diesel utilizado para la formulación del fluido aereado PEMEX, es el diesel especial, con bajo contenido de azufre “0.5 % máx.” y punto de anilina mayor a 60 ºC. Bajo estas condiciones se causan menor daño a los implementos de hule del equipo y además requiriéndose un punto de ignición mayor a 52 ºC.

El fluido aereado PEMEX “FAPX” esta formulado a base de agua-emulsificante-diesel, y su formulación esta de acuerdo a la relación aceite-agua que se requiera. Un punto muy importante, es que este fluido carece de sólidos, pero si en algún momento requiere densificar o disminuir el filtrado API, se recomienda el uso de CaCO 3, de acuerdo a la relación aceite-agua que se utilice.


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A manera de ejemplo, preparar 1 m3 de fluido aereado PEMEX con una relación aceite-agua 80/20.

Reactivos:Agua 200 ltEmulsificante 20 hs Nalco NFRO-70 ó 2% de TH-PetDiesel 800 lt

Preparación:1. agregar el agua calculada y agitación continua.2. agregar el emulsificante TH-Pet y continuar con la agitación hasta que se forme una capa de espuma.3. agregar el diesel, en forma lenta y continuar con la agitación, hasta obtener la viscosidad deseada y

suspender la agitación, ya que si se continúa con la agitación, la viscosidad continua aumentando.

APLICACIONES DEL FLUIDO AEREADO PEMEX FAPX

La aplicación del fluido aereado PEMEX fapx esta condicionado a usarse en pozos o áreas depresionadas, ya que es un fluido de baja densidad, obteniéndose de 0.81 gr/cc – 0.92 gr/cc, también actuando como fluido de control y limpieza.

En operaciones de molienda el fluido aereado PEMEX, permite un avance significativo por tener propiedades que permiten la mayor velocidad de penetración, como son baja densidad y nulo contenido de sólidos, proporcionando óptimas propiedades de flujo.

Este fluido nos proporciona una apropiada limpieza del sistema al tener circulación, ya que el punto de cedencia y la gelatinosidad, se mantienen en valores apropiados, indicados por la molienda que se esta realizando.

El diseño de este fluido esta hecho de tal manera que cause el mismo efecto a la formación productora. De acuerdo a esta característica permite una mejor interpretación de las características del yacimiento y de su potencial de la zona productora y esto se debe al nulo contenido de sólidos.

En ocasiones es necesario disminuir el filtrado API., y esto se logra agregando carbonato de calcio “CaCO 3” como agente densificante y reductor de filtrado API. teniéndose en cuenta que el carbonato de calcio no provocará ningún daño a la formación productora, ya que con una simple acidificación con HCl, este se disuelve completamente.

Otra de las aplicaciones del fluido aereado PEMEX fapx es que en la actualidad nos permite preparar baches de obturantes de sal granular, y esto se logra, debido a que el fluido presenta buena gelatinosidad y alta viscosidad manteniendo el grano de sal en suspensión. Para poder llevar a cabo esta operación es necesario mantener una viscosidad Marsh de 600-800 seg. Y con una relación aceite-agua de 80/20.

Para el desplazamiento de los baches de sal granular, como Obturante, se utiliza el mismo fluido aereado PEMEX fapx, con el propósito de disminuir la presión hidrostática del pozo y usarlo como fluido de control. Para realizar una adecuada selección de granos de sal “granulometría”, es necesario conocer la permeabilidad y porosidad de la zona donde se llevara a cabo la operación de obturamiento, ya que a través de estos datos nos da la pauta para la selección del tamaño del grano que se utilizara.

Otra de las aplicaciones que se le puede dar a este fluido aereado PEMEX fapx, es aplicarlo como bache testigo, ya que su color blanco y su alta viscosidad, lo hacen ideal para esta operación.

LODOS TRATADOS PARA PERFORAR UN DOMO SALINO


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Un lodo de Emulsión inversa es el sistema más factible para seleccionar si las consideraciones económicas y de medio ambiente lo permiten. Porque es mucho más fácil prevenir el lavado de una sección de sal con un fluido base aceite ó base sintética.

Sistemas base agua tienen que ser saturados para prevenir el lavado. Usar Cloruro de Sodio para perforar secuencias de Halita ó Anhidrita, ó una mezcla de sales de Cloruro de Magnesio y Cloruro de Potasio para perforar formaciones de sales mixtas. Inhibidores de sal prevendrán la re-cristalización de las sales en la superficie y permitirán la sobre saturación del fluido de perforación y se mantendrá por encima del punto de saturación pozo abajo.

Si las sales plásticas son un problema, será necesario incrementar la densidad del lodo para estabilizar la formación. Es común un alivio inicial de esfuerzo de carga una vez iniciada la perforación de la sal. Si la tubería se pega, se puede bombear un bache de agua dulce para disolver la sal. El bache debe ser suficiente como para cubrir tanto la barrena como las herramientas y depositarlo por varias horas mientras se sacude la tubería. Se debe notar que la dilución masiva de la sal en agua es lenta y se debe dar suficiente tiempo (3-4 hr) para que funcione el bache y bombear solamente unas cuantas emboladas cada hora para mover ligeramente el bache.

Si existe riesgo de influjos de agua salada, se debe mantener suficiente material densificante en el campo de perforación para permitir un rápido incremento de la densidad del Lodo. Flujos de agua pueden requerir densidades 3 lb/gal más altas que las que requeriría una formación de sal en condiciones normales.

Al perforar cualquier domo salino se vera afectada la Viscosidad Marsh y la viscosidad Plástica; lo que indica un excesivo contenido de sólidos en el sistema, mismos que producen una mayor oposición al flujo ó movimiento del fluido e incremento en la temperatura del fluido por fricción entre los mismos sólidos. está temperatura más la que se obtiene por el gradiente geotérmico natural del pozo ayudan a la evaporación del agua de la emulsión.

La evaporación continua del agua de la fase acuosa durante las evaporaciones, genera elevación continua de la salinidad hasta alcanzar valores problemáticos, con lo cual forman cristales de CaCl2 con agua congénita libre que moja y activa a los sólidos excesivos, afectando particularmente a los de baja gravedad.

La elevación anormal de la salinidad causa tensiones altas en el agua, reduciendo su afinidad con los jabones emulsificantes y con la temperatura y facilita su degradación ó fugacidad causando se mojen los sólidos.

La presencia de gases amargos de la formación obliga al uso desmedido de hidróxido de calcio, lo que produce una aportación de sólidos de alta y baja gravedad especifica al sistema.

La unión de lo anterior combinado con un equipo deficiente del equipo de control de sólidos da como resultado Altas Geles y Viscosidades, resultando tan difícil mantener en parámetros aceptables la viscosidad Plástica y estabilidad Eléctrica, ocasionando un consumo excesivo de productos químicos como son los Humectantes, emulsificantes y material diluyente.

SE OBSERVARA DURANTE LA PERFORACIÓN:.-Incremento de la temperatura en la línea de flote.-Incremento del amperaje de la rotaria..-Recortes de sal en las temblorinas.-Quiebre en la velocidad de penetración..-Efectos sobre las propiedades físico-químicas:.-Incremento de la salinidad del fluido..-Disminución de las propiedades reológicas

PUNTOS A CONSIDERAR:Ing. Juan Manuel Martínez Linares

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. –Suspender adiciones de cal y utilizar MEA para el control de la alcalinidad y evitar generar sólidos de baja. -mantener un exceso de humectante para tener la seguridad de que todos los sólidos sean mantenidos secos.. -la estabilidad del fluido debe ser monitoriada por el filtrado. -la presencia de sólidos de sal en el lodo puede producir resultados extraños en la estabilidad eléctrica.. -por la presencia de sales de magnesio alta durante la perforación de secciones de sal, se hacen adiciones de cal, y es posible que el magnesio se precipite en forma de hidróxido de magnesio el cual puede absorber el agente emulsificante y humectante dando como resultado una estabilidad pobre del fluido.. -mantener una relación aceite/agua en un valor a 80/20, y si se requiere diluir para controlar los sólidos, tratar de hacerlo en las dos fases, bajando previamente la tensión superficial del agua con apoyo de algún jabón.. -Incrementar la concentración de emulsificante. -Tener operando al 100% el equipo de control de sólidos

ACCIONES CORRECTIVAS:

.-Cuando se tiene antecedentes de la profundidad a la cual se encuentra el domo salino calcular la densidad con la que se perforara, considerando lo siguiente:. -t °C medio ambiente (TS)

-t °C de fondo perforado mediante registros eléctricos o por medio de la ecuación de Gouyet.. -con la temperatura de fondo y la profundidad perforada determinar mediante la grafica correspondiente el rango de la densidad con que se perforara el domo.. -agregar emulsificante.. -agregar humectante para evitar la mojabilidad de los sólidos del lodo.. -agregar Barita para ajustar la densidad.. -observar el amperaje de la rotaria si esta incrementando, ajustar la densidad del lodo hasta que se corrija el amperaje y continuar perforando.

RECOMENDACIONES PARA EL MANEJO DEL FLUIDO ENIng. Juan Manuel Martínez Linares

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ZONA DE ARENAS

Esta zona se encuentra principalmente entre los 1100 y 2500 m Perforados

DENSIDAD

De acuerdo a los análisis y a nuestra experiencia, es necesario manejar una densidad de salida muy cercana a la programada (1.50 -1.55 gr/cc) y mantenerla de acuerdo a los requerimientos del pozo. Esto implicaría:

1.-Sacrificar velocidades de penetración por presión de sobrecarga, pero mantendríamos la estabilidad del agujero.2.-Evitaremos eventos presentados en correlativos como: Repasar, Fricciones, Gasificaciones y probables flujos de agua salada, dando como resultado minimizar el tiempo de exposición del agujero por control de cualquier evento.

SALINIDAD

Este parámetro es de suma importancia para mantener estables las paredes del agujero y se incrementara por encima de 200,000 ppm.

REOLOGIA

Estos valores geológicos se manejaran acorde a la densidad manejada y principalmente bajas para mantener una hidráulica óptima y eficiente que garanticen una limpieza efectiva del agujero.

FILTRADO

Particularmente este se manejará menor de 4 ml, esto con el propósito de evitar pérdida de fluido hacia la Formación y erosionar las paredes del agujero, asegurándonos que sea 100 % aceite.

ALCALINIDAD

Este valor se mantendrá por arriba de 5.0 ml de H2SO4, 0.02 N.

ESTABILIDAD ELECTRICA

La relación que se manejará será arriba de 80/20 %, para lo cual manejaremos una estabilidad eléctrica mayor de 500 Volts.

RECOMENDACIONES OPERATIVAS

COLOCACION DE BACHES PUENTEANTES PARA SELLO DE ARENAS


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Como medida preventiva se bombearan baches de 3 m3 de Gilsonita Liquida (10 lt. /m3) y carbonato de calcio fino y medio (25 kg/m3 c/u) y bentonita (10 kg/m3) cada lingada a partir de 900 m. ya que el primer intervalo de arenas lo tenemos identificado a los 1100 – 1400 m. por lo general inmediatamente abajo de la zapata.

USO DE HERRAMIENTAS HELICOIDALES

El uso de este tipo de herramientas Helicoidales reducen al mínimo la probabilidad de pegaduras por presión diferencial por su diseño, así mismo se recomienda no estacionar por ningún motivo la sarta frente a zonas arenosas altamente permeables y mantenerla en movimiento mientras se este en agujero descubierto.

EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

Los equipos de control de sólidos jugaran un papel sumamente importante para el éxito de esta intervención, por lo que se recomienda mantener operando los equipos en su totalidad con mallas requeridas dispuestas por nuestros especialistas.

Zarandas primarias Zaranda de alto impacto Desarenador Limpiador de lodos Centrifugas de baja gravedad Centrifuga de alta

Se requerirá trabajar con Centrifugas de Baja y Alta velocidad, para eliminar los Sólidos de baja gravedad Especifica y recuperar barita.


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1.- SACAR BNA. Y METER T.P. FRANCA 5 Mts. ARRIBA DE LA ZONA DE PERDIDA.

2.- EFECTUAR LOS CÁLCULOS CORRESPONDIENTES DE ACUERDO A LA TABLA (3-B)

3.- PREPARAR EL TAPÓN:

a) - AGREGAR EL DIESEL CALCULADO SEGÚN EL VOLUMEN DEL TAPÓN.

b) - AGREGAR LA BENTONITA NECESARIA DE ACUERDO A LA TABLA (3-B).

4.- BOMBEAR UN BACHE ESPACIADOR DE 4 - 6 M3 DE DIESEL PREVIO AL TAPÓN

5.- BOMBEAR EL TAPÓN DIESEL - BENTONITA.

6.- BOMBEAR UN BACHE ESPACIADOR DE 2 - 4 M3 DE DIESEL POSTERIOR AL TAPÓN.

7.- DESPLAZAR EL TAPÓN HASTA QUE SALGA EL PRIMER BACHE ESPACIADOR POR

EL EXTREMO DE LA T.P.

8.- SUSPENDER EL BOMBEO Y CERRAR EL PREVENTOR.

9.- CONTINUAR DESPLAZANDO CON PREVENTOR CERRADO A UN GASTO DE 2 - 4

Bls/Min. Y A UNA PRESIÓN DE ACUERDO A LA TABLA (3-B), HASTA DESPLAZAR

EL TAPÓN Y BACHE ESPACIADOR POSTERIOR, FUERA DE LA TUBERÍA Y FORZAR

LO A LA ZONA DE PERDIDA. SI NO REGISTRA PRESIÓN DE INYECCIÓN,CONSIDE-

RAR LA COLOCACIÓN DE OTRO TAPÓN Ó BIÉN UN TAPÓN DE CEMENTO; DE LO

CONTRARIO CONTINUAR.

10.- DEJAR REPRESIONADO POR UN INTERVALO DE 8 A 12 Hrs.

11.- DESCARGAR LA PRESIÓN A CERO.

12.- SACAR T.P. FRANCA Y BAJAR CON BARRENA PARA REESTABLECER CONDICIO-

NES DE CIRCULACIÓN PREVIAS A LA PERDIDA.

PROCEDIMIENTO Y PREPARACION DE UN TAPÓN DIESEL - BENTONITA – CEMENTO

Procedimiento:

PROCEDIMIENTO DE COLOCACION DE TAPON DE SAL.Ing. Juan Manuel Martínez Linares

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SECUENCIA OPERATIVA.

1) Preparar lodo fapx en presas de trabajo suficiente para llenar el pozo:Agua 20%, aceite 80 %, emulsificante 20 lt/m3

Densidad 0.86 gr/cc y viscosidad Marsh de 600 seg.

2) Con TP. franca 5” (25.6 lb/pie) a 1000 m. y preventor. seguridad cerrado.3) controlar pozo con agua de mar.4) regresar fluidos a formación en directo con bomba del equipo y EA. con unidad de alta5) cuando la presión del EA. se iguale a cero en el carrete de trabajo, cambiar la unidad de alta por la bomba

del equipo con lodo viscoso.a) desfogar la presión entrampada entre el carrete de trabajo y el preventor de seguridad por la línea de 7

1/16”.b) con bomba del equipo, bombear 25 m3 por TP, de bache espaciador viscoso con lodo Bentonítico de

120 seg.6) sin interrumpir bombeo colocar tapón de sal :

a) Con 2 unidades de alta.b) # sacos sal fina de cloruro de sodio, con una concentración = 2.0 a 2.5 scs / bbl.c) Con un volumen de transporte equivalente a los m3 que deseen cubrir con sald) densidad promedio mezcla = 1.21 gr/cc.e) Gasto mínimo de 5 bbl/min.***colocar el tapón de sal con dos unidades de alta (50% de los sacos cada una) para incrementar el

gasto***7) durante la colocación del tapón, no pasar de una presión máxima de 1000 psi.8) durante la colocación del tapón de sal, si no registra presión:

a) terminar colocarlo y desplazarlo con 3 bbl. lodo (para limpieza líneas superficiales.)b) mantener cerrada válvula de pie.c) tiempo reposo del tapón de sal es de 12 hrs. y monitorear presiones.

9) al termino del reposo del tapón:a) si registra presión, desfogar pozo.b) si se abate, continuar con las operaciones.c) abrir esférico.10) probar tapón de sal, con el siguiente procedimiento :

. a) llenar pozo con lodo fapx (0.86 x 600”)a) circular a bajo gasto (10 min.).b) suspender bombeo y observar pozo.c) si el nivel, se mantiene estático, la prueba del Tapón de Sal es OK.d) si, el pozo manifiesta o existe abatimiento nivel, proceder a colocar siguiente tapón de sal

BACHES PARA PREVENIR EMBOLAMIENTOS

Se deben enviar baches de barrido de Sosa Cáustica en agua cada 100 m. perforados, preparados con 5 m3 de agua y 2 sacos de Sosa Cáustica

BACHES OBTURANTES


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Se deben preparar de acuerdo a la perdida presentada por el pozo, y dependiendo de la zona que se este perforando, ya que si se encuentran en zona productora deberá evitar usar Obturantes del tipo Prosello y solo usar los Carbonatos y el Lignamin

Para una perdida de Circulación menor de 5 M3 / hr50 kg/m3 de Carbonato de Calcio Fino (malla 200)25 kg/m3 de Prosello Fino10 kg/m3 de Prosello Mediano

Para una perdida de Circulación mayor de 5 M3 / hr60 kg/m3 de Carbonato de Calcio Fino (malla 200)50 kg/m3 de Prosello Fino20 kg/m3 de Prosello Mediano 20 kg/m3 de Lignamin

Aunque los baches recomendados por etapa son: Para etapa de 17 ½”40 kg/m3 de Carbonato de Calcio Fino (malla 200)40 kg/m3 de Carbonato de Calcio Medio (malla 70)20 kg/m3 de Prosello Fino20 kg/m3 de Prosello Mediano 15 kg/m3 de Gilsonita Sólida15 kg/m3 de Bentonita

Para etapa de 12 ¼”20 kg/m3 de Carbonato de Calcio Fino (malla 200)20 kg/m3 de Carbonato de Calcio Medio (malla 70)10 kg/m3 de Prosello Fino10 kg/m3 de Prosello Mediano 15 kg/m3 de Gilsonita Sólida10 kg/m3 de Bentonita

BACHE DESPEGADOR, POR EMPACAMIENTO Ó POR PRESION DIFERENCIAL


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Cuando la Tubería es diferencialmente aprisionada, la elección de un efectivo fluido despegador puede ser la diferencia entre el tiempo de terminación de un proyecto y costos excesivos. Afortunadamente, una directa unión existe entre que tan rápido un despegador es aplicado y su ultima reacción. Previendo un caso fuerte es necesario mantener un adecuado suministro del fluido despegador en la localización.

Una pegadura por presión diferencial ocurre cuando atravesamos una zona permeable. Esto es frecuentemente causado cuando la sarta de perforación llega a embolarse con los sólidos del lodo del revoque. Como resultado, los fluidos de perforación pueden circularse a través de la sarta y/o por la tubería, pero no pueden la sarta ser rotados y/o recircularlos.

Con las restricciones ambientales actuales, se han desarrollo despegadores a base de materas primas sintéticos para uso en situaciones de pegaduras en el mar, sin sacrificar la protección de lodos para los sistemas aceptados para el medio ambiente.

En la mayoría de los casos, un fluido despegador es requerido para despegar la tubería. Una vez el despegador es preparado, se circula alrededor de la herramienta pegada. Desplace el fluido y el despegador comenzara a reaccionar, removiendo el revoque a través de la humectación y floculación.

Una vez el revoque es removido, el fluido despegador generan un filtro delgado minimizando las presiones diferenciales. Además, nuestro fluido despegador lubrica el pozo y reduce el torque y arrastre, permitiendo que sea martillada la tubería y la perforación pueda iniciarse.

Cuando se presenta pegadura por Presión Diferencial, empacamiento, ó derrumbes se deben preparar baches de 80-100 Lt/m3 de Protedes free suficiente para cubrir la sección en donde se cree atrapada la sarta., con la observación de que aun y cuando el volumen sea alto la concentración se deberá mantener dentro de los parámetros.

BACHE DE OBTURANTE PARA AGUJERO DESCUBIERTO DE POSIBLE ABANDONO

Bombear bache con bajo gasto para no inducir perdida, ya que a las concentraciones de los obturantes, la viscosidad y la presión de bombeo se incrementa, y el volumen a bombear es el total del agujero.

Prosello medio 100 kg/m3 Carbonato de Calcio fino 100 kg/m3 Carbonato de Calcio medio 75 kg/m3 Gilsonita Sólida 50 kg/m3

PROGRAMA PARA LAVADO DEL POZO.

A. Efectuar desplazamiento del fluido por agua de mar Meter TP. franca a profundidad interior con escareadores, correspondientes a las diferentes TR’s. Mas tirar líneas y probar con 9500 psi


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Bombear 5 m3 bache viscoso de la densidad con la que se venia trabajando, con viscosidad de +/- 200 seg. de presa de baches.

Con bomba del equipo bombear bache alcalino de 5 m3, con una concentración de 25 kg/m3

Con bomba del equipo bombear 5 m3 de bache lavador con una concentración de 80 Lt/m3 de removedor de enjarre (Protex Cleaner).

Bombear 5 m3 bache viscoso en agua de mar, con viscosidad de +/- 200 seg. de presa de baches. Desplazar baches con agua de mar hasta sacar a superficie

B. Efectuar lavado de pozo Con bomba del equipo bombear bache alcalino de 5 m3, con una concentración de 25 kg/m3

Con bomba del equipo bombear 5 m3 de bache lavador con una concentración de 80 Lt/m3 de removedor de enjarre (Protex Cleaner).

Con bomba del equipo bombear bache alcalino de 5 m3, con una concentración de 40 kg/m3

Bombear 5 m3 bache viscoso de la densidad con la que se venia trabajando, con viscosidad de +/- 200 seg. de presa de baches.

Circular un ciclo completo con agua de mar Efectuar viaje corto de 200 m lineales Repetir secuencia de lavado del punto B Desplazar baches lavadores y circular con agua de mar con una concentración de 4 Lt/m3 de

Inhibidor de Corrosión (Protecor), a bajo gasto, N ciclos hasta obtener una lectura de menos de 30 NTU

desplazar agua de mar por agua de perforación, ó si el programa lo indica por Salmuera y sacar llenando con Agua de perforación ó Salmuera según sea el caso.

Sacar niple Aguja a Superficie.

nota: se contara con el apoyo de barco lodero, para recibir fluido del desplazamiento y almacenamiento de salmuera


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TÉCNICAS DE ANALISIS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

DENSIDAD. (Base Agua y Base Aceite)

Fig. 1. Balanza de lodos (escala vertical) Fig. 2. Balanza de lodos (escala horizontal).

Las presiones de la formación son contenidas por la presión hidrostática del lodo. La presión Hidrostática es una función de la profundidad y de la densidad del lodo. La densidad del lodo es la masa por unidad de volumen y puede expresarse de diversas maneras: (lb/gal), (lb/ft3), (gr/cc) ó (kg/m3).La densidad del lodo se determina utilizando una balanza de lodos. La balanza de lodos consiste en una taza montada en el extremo de un brazo graduado. Una cuchilla del brazo reposa sobre una base de apoyo, una pesa deslizable sobre el brazo se acerca a la cuchilla o se aleja de ella hasta balancear la taza llena de lodo. La densidad del lodo se lee directamente.

VERIFICACIÓN:Verifica la medida de la densidad, al cerciorarse que la balanza para lodos reporta una densidad de 1

gr/cc + 0.01 gr/cc de error con agua destilada, en caso de lo contrario procede a su ajuste.

AJUSTE:De no reportar una densidad de 1 gr/cc, ajuste el tornillo de la balanza o la cantidad de plomo,

descargando en el pozo en el borde del brazo graduado.

PROCEDIMIENTO:1. Coloca el estuche de medición de la balanza para lodos es una superficie nivelada.2. Realiza la medición en una balanza de lodos limpia y seca.3. Llena la copa de la balanza completamente con el lodo, eliminar todas las burbujas que están

atrapadas y colocar la tapa con un movimiento giratorio, limpiar, completamente el lodo adherido en la parte externa de la copa.

4. Coloca la balanza sobre el soporte, deslice el contrapeso, hasta lograr que la burbuja del nivel quede en equilibrio en la línea central.

5. Toma la lectura en la parte del contrapeso que da hacia la cuchilla. Y anotar el dato.6. El dato obtenido es el valor de la densidad en gr/cc.


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OBSERVACIONES:La densidad: es la relación que existe entre la masa de una unidad de volumen, por lo tanto es la

cantidad de materia contenida en una unidad de volumen. (Puede ser expresada en gr/cc; kg/m3; lb/gal; lb/ft3)

La densidad en fluidos de perforación se determina por el método de la balanza., y es muy importante porque sirve para controlar la presión del pozo (presión de formación), y el peso debe ser ligeramente mayor, y con esto se controla la entrada de fluidos de formación al pozo.

El peso excesivo del lodo puede fracturar la formación y ocasionar pérdidas parciales ó totales de nuestro fluido.Para incrementar la densidad del fluido de perforación se hace adicionando Barita, (material inerte que no formara parte de las reacciones químicas en nuestro fluido)

La densidad es la relación que existe entre la masa y una unidad de volumen por lo tanto es la cantidad de materia contenida en una unidad de volumen, y puede ser expresada en:gr/cc, kg/m3, lb/gal, lb/ft3

La densidad en fluidos de perforación se reporta en gr/cc, y se determina por el método de la balanza. Y es muy importante porque sirve para controlar la presión del pozo, ajustándose ligeramente por encima de la presión de la formación, evitando así la entrada de fluidos ajenos a nuestro sistema, pero si esta densidad es excesiva puede fracturar la formación e inducir una pérdida parcial o total de nuestro fluido.

Para incrementar la densidad de un fluido de perforación se hace adicionando barita, (material inerte que no formara parte de las reacciones químicas del fluido.)

Viscosidad Marsh. (Base Agua y Base Aceite)

Es la medida de la resistencia interna de los líquidos o de los gases al flujo, se reporta en segundos Marsh.

Fig. 3. Embudo Marsh, jarras de plástico y Acero Inoxidable.


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EQUIPO:1. Embudo Marsh en cc.2. Tamiz fijo de malla 12.3. Posillo Marsh de un cuarto de galón.4. Termómetro5. Cronómetro.

Las especificaciones del embudo Marsh son las siguientes:

1. Cono del embudoLongitud……………………………………12.0 " (305 mm)Diámetro …………………………………..6.0 " (152 mm)Capacidad del fondo a la malla………………….…1500 cm3

2. Orificio Longitud…………………………… .............2.0 " (50.8 mm) Diámetro interior ...………….……………...3/16 " (4.7 mm)

3. Tamiz………………………………………………………..Malla 12Tiene aberturas de 1/16 " (1.6 mm) y esta fijada a un nivel de ¾ " (19 mm) abajo de la parte superior del embudo.

PROCEDIMIENTO:1. Cubra el orificio del embudo con un dedo y verter el fluido de perforación recientemente probado a

través del tamiz en el embudo limpio y erguido. Llene hasta que el fluido alcance el fondo del tamiz.2. Remueva el dedo que cubre el orificio, al mismo tiempo eche a andar el cronómetro. Medir el tiempo

que tarda el fluido en llenar el vaso graduado hasta la marca de un cuarto de galón (946 cc)3. Mida la temperatura del fluido en grados F ©4. Registre el tiempo redondeando al segundo más cercano como viscosidad del embudo Marsh. Registrar

la temperatura del fluido redondeando al grado °F (°C) más cercano. 5. Reporte el tiempo en segundos como viscosidad de embudo Marsh en seg/Lt.

VERIFICACIÓNVerifica que la viscosidad Marsh, medida en el embudo reporte 26 + 0.5 seg/qt, para 946 cc con agua dulce a una temperatura de 70 ºC + 5º (21ºC + 3º).

Entre mayor sea la resistencia mayor será la viscosidad.

Con esta propiedad se facilita ò se dificulta el bombeo del fluido, así como la capacidad de remover los recortes hacia la superficie aunque las mediciones Marsh están influenciadas por la velocidad de gel y por la densidad del lodo.

Viscosidad Excesiva da como resultado la siguiente problemática:Incremento en la presión de la bombaAumento en el riesgo de sondeo / surgencia del agujero Perdida de lodo en las temblorinas por poca eficiencia en el equipo de control de sólidos.Aumenta el riesgo de fracturar la formación, especialmente con esfuerzos de gel altos


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Remoción deficiente de lodos en la operación de cementación.

Viscosidad Baja da como resultado la siguiente problemática:Limpieza deficiente del estrato de recortes (por lo tanto, relleno del agujero, obstrucción de la sarta y

degradación de los recortes)Sobrecarga del espacio anular que incrementa la presión hidrostática.Aumenta la erosión sí el fluido esta en flujo turbulentoAsentamiento de la barita


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Temperatura.

EQUIPO: 1. Termómetro de 50 - 500 ºF2. Termómetro de 50 - 350 ºF

PROCEDIMIENTO1.- Recuperar una muestra de lodo de salida o de presas en el pocillo.2.- Introducir el termómetro directamente a la muestra de lodo.3.- Leer el valor de la temperatura y anotarlo.

VERIFICACIÓNRealizar la verificación utilizando un patrón de referencia el cual fue calibrado por un patrón rastreable en un laboratorio externo. Se calienta el lodo con la ayuda de la chaqueta de calentamiento p /viscosímetro, posteriormente sumerge el termómetro patrón correspondiente y registra el valor obtenido.

Sumerge el termómetro correspondiente a verificar y registra el valor obtenido.Los registros comparativos se realizaran a las siguientes temperaturas: 50,100 y 150 ºC +1º de error.

Temperatura es la medida de calor contenida en un cuerpoEn fluidos la temperatura se toma a la salida del pozo (descarga de la línea de flote) y se reporta en grados centígrados.La temperatura interviene directamente en las propiedades físico químicas del fluido

ºC = (0.555) (ºF – 32)

ºF = ((1.8) (ºC)) + 32

ºR = ºF + 460

ºK = ºC + 273.15


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Reologías (Base Agua y Base Aceite)

La Reología es la ciencia que se ocupa del estudio de los comportamientos y deformaciones de los fluidos

La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante para calcular las pérdidas de presión por fricción; para determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes y desprendimientos hasta la superficie para analizar la contaminación del lodo por sus sólidos, sustancias químicas o temperaturas; para determinar los cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje. Las propiedades reológicas fundamentales son viscosidad y la resistencia del gel. Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros Reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia.

Para la viscosidad plástica la unidad utilizada es el centipoise, se trata de una parte de la resistencia al flujo de lodo, causada principalmente por la fricción entre las partículas suspendidas y también por la viscosidad de fase fluida.La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.En otras palabras determina la cantidad de sólidos contenidos en nuestro fluido, producida por la fricción mecánica de las moléculas, y su control mejora el comportamiento reológico en lodos de alto y bajo peso y mejora la tasa de penetración.

Para el punto de cedencia se usan como unidades las libras por 100 pies cuadrados (lb/100 ft2). El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre partículas; esta fuerza atractiva es a su vez causada por las fuerzas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida del lodo. Viscosímetro rotatorio se emplea también para determinar las características tixotrópicas de los lodos, es decir, para medir su capacidad de desarrollar una estructura de gel rígida o semí-rígida durante periodos de reposo. Se hacen para ello dos mediciones de resistencia de gel después de 10 seg. Y de 10 minutos de reposo.

El punto de cedencia determina la capacidad de acarreo del recorte y limpieza del pozo, y esta es causada por la fuerza de atracción electroquímica que tienen las partículas sólidas en estado dinámico. Y se dice que el punto de cedencia es causado por el contaminante Ca++, CO3 y sólidos arcillosos de la formación, y el descontrol de esta propiedad si son elevados pueden ocasionar la floculación del Lodo y será necesario aplicar dispersantes en medio alcalino.

Se ha determinado que los valores de viscosidad a baja velocidad de corte (6 y 3 rpm.) tienen un mayor impacto sobre la limpieza del pozo que el punto cedente, además de proporcionar la suspensión de la barita bajo condiciones dinámicas como estáticas. Una regla general consiste en mantener el valor a 3 rpm. de manera que sea mayor que el tamaño del pozo (expresado en pulgadas) en los pozos de alto ángulo. El punto cedente a baja velocidad de corte (LSRYP), calculado a partir de los valores obtenidos a 6 y 3 rpm.

LSRYP = (2 * L3rpm) – l6rpm

Los mejores indicadores de viscosidad de bajo rango de corte son las lecturas 6 y 3 rpm. y estas deben ser iguales ó mayores del diámetro de la barrena en pulg., generalmente partículas intactas son mas fáciles de transportar, que los recortes hidratados y pegajosos.

Los pozos desviados entre 30 y 50 º son los más difíciles y es necesario programar constantemente limpiezas de agujero y mantener el punto de cedencia alto


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Vp para lodos base agua = densidad * 8.33 * 3Vp para lodos base aceite = densidad * 8.33 * 5

Yc para lodos base agua = densidad * 8.33 * 1.5Yc para lodos base aceite = densidad * 8.33 * 2.5

La tensión superficial es la fuerza de atracción en la interfase entre líquido y su vapor y se tiene que mantener el área de esa superficie al mínimo.

Los GELES son la propiedad de la Tixotropía, la cual es que el Lodo en estado estático se comporta como un gel y en estado dinámico se comporta como fluido, y su función es que cuando el Lodo esta en estado estático suspenda los recortes de la formación y por lo tanto estos no se precipiten al fondo, atrapando la sarta, pero que en estado dinámico los geles sean lo suficientemente bajos que permitan que la arena y recortes sean depositados en la superficie y no los mantenga para que las bombas trabajen adecuadamente, pero también deben ser lo suficientemente altas para permitir la suspensión de la barita y de los sólidos incorporados por adición química

Existen dos tipos de geles: Geles Progresivos: son cuando la diferencia entre la lectura de gel a los 10” seg. Y la de 10’ son ambos amplios e indican acumulación de sólidos.Geles Instantáneos: cuando la lectura de gel de 10” y la de 10’ son altas pero casi no hay diferencia entre ellas

EQUIPO:1. Viscosímetro de lectura directa a 115 volts, con velocidades 3, 6, 100, 200, 300, 600 rpm. Mod. FANN 35 A2. Pocillo Metálico3. Chaqueta de Calentamiento4. Termómetro Metálico

Especificaciones para el viscosímetro de indicación directa.1. Manga del rotor.

Diámetro interior……………………… 1.450 " (36.83 mm)Longitud total………………………… ..3.425 " (87.00 mm)Línea grabada …………………………….2.30 " (58.40 mm)

Dos líneas de agujeros, de 1/8 de pulgada (3.18 mm) y espaciados 120o (2.09 rad), están alrededor de la camisa rotatoria, apenas por debajo de la línea marcada.

2. Cilindro interior.Diámetro……………………………………..1.358 " (43.49 mm).Longitud del cilindro………………………...1.496 " (38.00 mm).

El cilindro interior es cerrado con una base plana y una tapa cónica.3. Constante de torsión del resorte.

386 dinas-cm. /grados de deflexión.Velocidades del rotor.Alta velocidad………………………………………..600 rpm.Baja velocidad……………………………………….300 rpm.


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Fig. 4. Viscosímetro de indicación directa típico.

PROCEDIMIENTO:

1. Coloque la muestra del fluido de perforación en un vaso de viscosímetro termo estáticamente controlado. Dejar suficiente volumen vacío para el desplazamiento de la lenteja del viscosímetro y la manga. La lenteja y la manga desplazaran aproximadamente 100 cc del fluido de perforación. Sumergir la manga de la báscula exactamente hasta la línea marcada. Las medidas tomadas en este campo se deben hacer con un mínimo retraso con respecto al momento de la prueba. La prueba se debe hacer a 120º+ 2 ºF (50º+1 ºC) para fluidos base agua ó a 150º+ 2 ºF (65º+ 1 ºC). Para Lodos base Aceite, El lugar de la prueba debe quedar registrado en el informe.

2. Caliente o enfríe la muestra hasta lograr la temperatura seleccionada. Se debe utilizar un corte intermitente o constante a una velocidad de 600 rpm. para agitar la muestra mientras se calienta o enfría a fin de obtener una temperatura uniforme de la muestra. Una vez que el vaso ha alcanzado la temperatura seleccionada, sumergir un termómetro en la muestra y continuar agitando hasta que la muestra alcance la temperatura seleccionada. Registre la temperatura de la muestra.

3. Utilizando una velocidad de rotación de la manga a 600 rpm. espere hasta que la lectura del dial alcance un valor estable (el tiempo requerido para esto varia según las características del fluido). Registre la lectura.

4. Pase a una velocidad de rotación de la manga de 600 rpm., espere hasta que la lectura del dial alcance un valor estable. Registrar la lectura para 300 rpm.

5. Agite la muestra de lodo de perforación por un lapso de 10 seg. A alta velocidad.6. Permita que el lodo repose por 10 seg. Lentamente y de manera máxima, gire el volante en la

dirección que permita obtener una lectura positiva del dial. La lectura máxima es la fuerza de gel inicial. Para instrumentos de 3 rpm. de velocidad, la lectura máxima que se obtiene luego de una rotación de 3 rpm. es la fuerza de gel inicial. Registrar la fuerza de gel inicial (para 10 gel) en lb/100 ft2 (Pa).

7. Vuelva a agitar el lodo a alta velocidad durante un período de 10 seg. Y luego permita que repose por 10 minutos. Repita la medición como lo indica el punto anterior y registre la lectura máxima como 10 minutos gel en lb/100 ft2 (Pa).

Cálculos:


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Viscosidad Aparente Va = Lect. 600/2 (cps)Viscosidad Plástica Vp = Lect. 600 – Lect. 300 (cps)Punto de Cedencia Pc = Lect. 300 – Vp (lb/100 ft2)

Gel a 0 min. = Lectura a 3 rpm. (lb/100 ft2) Gel a 10 min. = Lectura a 3 rpm. (lb/100 ft2)

VERIFICACIÓN Y AJUSTEMETODO DEL PESO MUERTO.1. Quita el rotor y el Bob del viscosímetro.2. Quita la tapa que cubre al resorte (parte superior del viscosímetro)3. Instala el carrete de calibración en la flecha del Bob.4. Instala la base de calibración presionando las abrazaderas contra los tubos conductores del

viscosímetro a la altura del carrete de calibración.5. Coloca el hilo con la pesa de calibración sobre la ranura del carrete rodeándolo con una vuelta

completa, para luego dejarlo caer sobre la polea de la base de calibración.6. Generalmente la verificación con peso muerto se efectúa con pesas de 50 y 100 gr., las cuales

deben dar una lectura de dial de 127 y 254 º respectivamente con un factor de tolerancia de ½º7. En caso de estar fuera de rango de tolerancia se procede a calibrar la torsión del resorte.8. Afloja el tornillo allen que sujeta el resorte.9. Sujeta el resorte con los dedos y con una llave de calibración se gira el núcleo que se encuentra

en el centro del resorte cuidando que el resorte quede fijo.Nota: Si el factor de tolerancia esta pasado, el núcleo deberá girarse hacia la izquierda, en caso contrario se gira hacia la derecha, el grado de torsión se da de acuerdo a la magnitud del desajuste.

Efectuando lo anterior se procede a apretar el tornillo allen y probar de nuevo las lecturas con diferentes pesos.En caso de que las lecturas se salgan de su factor de tolerancia se repite la verificación tantas veces como sea necesario hasta que las lecturas del dial sean las correspondientes a cada peso.

PESOS LECTURAS DE DIAL

50 gr. 127100 gr. 254

METODO DE ACEITE PATRÓN.


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1. Toma una muestra de aceite patrón.2. Coloca el aceite en un vaso para viscosímetro de forma que el nivel de aceite llegue hasta la parte

superior del rotor.3. Toma la temperatura del aceite y se registra.4. Toma la lectura del dial a 300 rpm. y se registra la lectura alcanzada.5. Compara la lectura del dial a 300 rpm. tomada en el punto anterior con lo documentado en la tabla

de referencia para calibración con aceite patrón. Si es igual a la obtenida por el viscosímetro o si se tiene un margen de error de + 2 cps indica que el viscosímetro se encuentra en condiciones.

6. En caso contrario con la lleve del equipo patrón se procede ajustar al núcleo del resorte de la misma forma que se describió en el método del peso muerto


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PH.

El pH de un lodo indica su acidez o alcalinidad relativas. En la escala de PH en rango de acidez varia de 1 hasta 7 (en acidez decreciente) y el rango de alcalinidad comienza de 7 hasta llegar a 14 (en alcalinidad creciente). Un PH de 7 es neutro. Los lodos son casi siempre alcalinos, un rango habitual de PH es de 9.0 a 10.5, sin embargo, pueden encontrarse lodos de PH más altos entre 12.5 hasta 13. El PH de los lodos afecta la dispersión de las arcillas, la solubilidad de varios productos y sustancias químicas y las propiedades reológicas del lodo,

Hay dos métodos principales para determinar el PH:

Método colorimétrico.Método electrométrico.

Método colorimétrico.- El papel de prueba para determinar pH esta saturado con un colorante cuyo color depende del pH de la solución que se esta siendo probada. El papel de prueba tiene un rango amplio permitiendo la estimación del pH cuenta también con un código de colores para comparar y hacer la estimación del valor.

EQUIPO:1. Papel indicador (rango 0-14)

PROCEDIMIENTO1. Desprender del rollo una tira de papel de prueba y colocarla sobre la superficie de la muestra del lodo

permitiendo que se humedezca.2. Permitir que el papel este sobre la superficie hasta que el cambio de color sea estabilizado.3. Una vez que el color sea estabilizado, comparar el color del papel con el color de la tabla suministrada y

determinar el pH.4. Registrar el pH del lodo dependiendo de la escala de la tabla de colores para el papel indicador

utilizado.


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Filtrado API. (Base Agua)

La medición del comportamiento de la filtración y el enjarre de un lodo son características fundamentales para el control y tratamiento de un lodo de perforación así como también las características del filtrado.Estas características son efectuadas por el tipo y cantidad de sólidos en el lodo y sus interacciones fisicoquímicas los cuales se ven afectados por la temperatura y la presión baja.

EQUIPO: 1. Equipo completo de filtro prensa. 2. Medio filtrante (filtro Whatman #50 o equivalente). 3. Cronómetro de 60 minutos de intervalo. 4. Probeta graduada de 10 ml, graduaciones de 0.2 ml 5. Cápsulas co2

Fig. 5. Filtros prensa.PROCEDIMIENTO:1. Obtener una muestra de fluido recientemente agitado.2. Asegúrese que cada parte de la celda este limpia y seca, que los empaques no estén deformados.3. Ensambla las piezas de la celda, base, malla, empaque, papel filtro y apriete firmemente.4. Llena con lodo, previamente colado del embudo hasta 2 cm., abajo del borde superior de la celda,

coloque la tapa y apriétela con el tornillo del marco.5. Coloca una probeta graduada del volumen adecuado bajo la descarga de la celda para recibir el filtrado.6. Procede a cerrar la válvula reguladora y ajuste la presión de trabajo hasta obtener 7 kg/cm2 (100 psi),

misma que deberá aplicarse durante 30 min.7. Lee el volumen recuperado y repórtelo en ml.8. Abre la válvula del regulador y abra la válvula de descarga y cuando el manómetro marque 0, saque la

celda del marco y desarme la misma, recuperando el enjarre, enjuáguelo con agua, reporte consistencia, fragilidad y espesor en milímetros.El Enjarre es la cantidad de sólidos correspondientes al volumen de filtrado, a mayor filtrado mayor

enjarre, esto indica los sólidos que se adhieren a las paredes del pozo y disminuye su permeabilidad, además proporciona soporte a las paredes del pozo, evitando derrumbes.


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VERIFICACIÓN:

Utiliza un patrón de referencia el cual fue calibrado por un patrón en un laboratorio externo. Carga en la unidad de verificación, utilizando unas cápsulas de co2.Abre la válvula reguladora y aplica presión a 50 y a 100 PSI. Verifica que las lecturas registradas por el manómetro a verificar tengan la misma lectura que el manómetro patrón, con un margen de error de + 10 psi.En caso de no tener las mismas situaciones de presión, cambie el manómetro por uno nuevo.

OBSERVACIONES:

El filtrado ó la filtración es la perdida del fluido de control hacia la formación, y está puede ser contra restada mediante la formación de un buen enjarre (debe ser impermeable, flexible, delgado y consistente).

Altas velocidades de filtrado producen efectos indeseables en la formación, que van desde la hidratación de las lutitas, hasta la fricción en el agujero, y para disminuir la filtración depende principalmente de los componentes sólidos (coloides), que forman la capa delgada llamada enjarre(Un coloide es un sólido que se dispersa en un fluido en partículas muy pequeñas), Porque un enjarre grueso restringe el paso de la herramienta y permite que exista una alta cantidad de filtrado hacia la formación, y puede ocasionar derrumbes, y dificultad en la introducción de la TR, ó el efecto de succión.

Las principales causas que afectan al enjarre y ocasiona el filtrado alto son el tiempo, temperatura, presión y dispersión


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CONTENIDO DE ARENAS. (Base Agua)

Para la determinación del contenido de arenas se cuenta con el eleúteometro que esta constituido por un cedazo de un diámetro de 6.35 cm. Con una malla no. 200, un embudo que se ensambla en el cedazo y un recipiente de vidrio con una escala de 0 hasta 20. El por ciento de arena se lee directamente en el recipiente de vidrio.La arena en el lodo de perforación origina desgaste en las partes metálicas por abrasividad.

EQUIPO:

Fig. 6. Contenido de arena.

Use el siguiente equipo para medir el contenido de arena en el lodo:

A. Malla 200, 2.5 pulg. (63.5 mm) de diámetro.B. Embudo para colocar la malla.C. Un tubo medidor de cristal para ver el volumen de lodo que se agregará. El tubo esta graduado

de 0 a 20 % para leer el porcentaje de arena directamente.

PROCEDIMIENTO:

1. Contar con una muestra de lodo completamente homogenizada.2. Llenar el recipiente de vidrio hasta la marca (lodo hasta aquí).3. Añadir agua hasta la marca (agua hasta aquí).4. Cubrir la boca del recipiente con el dedo pulgar y agitar enérgicamente.5. Verter la mezcla sobre el cedazo, añadir más agua al recipiente y agitar, nuevamente con el cedazo.,

repetir este pasó hasta que el agua este clara.6. Colocar el embudo boca abajo sobre el extremo superior del cedazo y cuidadosamente invertir la unidad.

Colocar el embudo en la boca del recipiente de vidrio y lavar la arena rociando agua sobre el cedazo.7. Permitir que la arena se precipite en el recipiente y registrar el porcentaje de arena por volumen. La

lectura se lee directamente del recipiente graduado.

OBSERVACIONES:La arena en exceso en un fluido de perforación puede provocar el deposito de un enjarre grueso en la

pared del agujero ó puede asentarse en el agujero alrededor de la herramienta, y cuando la circulación es


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detenida ocasionan fricción (abrasión), por lo tanto desgaste en las partes mecánicas de las bombas y conexiones (la arena como el cemento son sólidos indeseables, y afectan directamente la viscosidad plástica y el acarreo del recorte).

El método de determinación es el llamado de cernido, y se expresa en % por volumen del lodo.

CONTENIDO DE SÓLIDOS, (Base Agua)

Si el contenido en sólidos afecta la mayor parte de las propiedades del lodo de perforación, incluyendo la densidad, la viscosidad, la resistencia de gel, la perdida por filtración y la estabilidad a la temperatura, el conocimiento del contenido de agua, aceite y sólidos es fundamental para el control apropiado de las propiedades del lodo tales como: el contenido de sólidos tiene también una influencia considerable sobre el tratamiento del lodo y sobre el equipo necesario para una operación de perforación eficiente.Una muestra de lodo de perforación se coloca en una cámara de acero de un volumen determinado y se calienta, vaporizando los componentes líquidos. Los vapores pasan a través de una unidad de condensación y el líquido es recolectado en una probeta graduada de 0-10 en por ciento. El volumen del líquido se mide en por ciento y todos los sólidos ya sean los suspendidos o los disueltos, se determinan por diferencia.Para determinar la cantidad de sólidos y líquidos en un lodo de perforación se requiere el uso de la retorta.

EQUIPO:1. Retorta de 10 o 20 ml. Que consta la celda, condensador, elemento de calentamiento, control de

temperatura. (500 ºC + 20 ºC).2. Probeta graduada de 0-10 cc.3. Espátula limpieza.4. Fibra de acero.

Fig. 7. Retorta para determinar sólidos, aceites y agua.

PROCEDIMIENTO

1. Asegúrese que la celda de acero, el condensador y la probeta estén limpios, secos y fríos antes de usarse.2. Recolecte y una muestra representativa del lodo y viértala a través de la malla del embudo Marsh.3. Llenar lentamente la celda con lodo asegurándose hasta su nivel máximo evitando introducir aire,

coloque la tapa de la celda, dando ligeros golpecitos y gírela parta que desaloje las burbujas que se encuentren en el lodo y así hacer una buena determinación

4. Procede a limpiar con un trapo todo el exceso de lodo que quede en el contorno de la celda y rosca, lubrique y coloque la parte superior de la celda y enrósquela firmemente de tal manera que no haya fuga. La parte superior debe estar empacada con fibra metálica suficiente para que la tapa de la celda no se mueva y pueda derramarse el lodo contenida en ella.

5. Procede a colocar una probeta de 10 ml limpia y perfectamente seca, en la parte inferior del condensador para recibir ahí el destilado.

6. Encienda la retorta. Permita que corra durante un período mínimo de 45 minutos.7. Proceda a leer el resultado de la siguiente manera:


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Vol. De agua .-Es la parte líquida cristalina localizada en la parte inferior de la probeta.Vol. De Sólidos.- Es la parte vacía, es decir, la parte superior de la probeta.

VERIFICACIONRealiza la verificación de la retorta, mediante la comprobación de la destilación de agua (en fluidos base agua).

1. Agregue 10 ml de agua destilada en la celda con ayuda de una pipeta graduada de 10 ml. 2. Coloca la fibra de acero dentro de la celda.3. Enrosca la otra parte de la celda junto con el condensador.4. Prosigue a llevar la celda y el condensador al equipo de retorta.5. Recolecta el condensado en la probeta de 10 ml., el condensador deberá resultar de 10 ml. + 0.05

ml.6. En caso contrario proceder a limpiar la celda, ya que esta a veces queda con residuos de sólidos de

pruebas realizadas con anterioridad, o se puede dar el caso que la celda no tenga el volumen adecuado y se prosigue a realizar lo descrito en los puntos anteriores.

7. En caso de resultar una destilación menor de 10 ml. Programar su cambio con el laboratorio.

Calculo de los sólidos mínimos en el lodo = (densidad del lodo – 0.88) * 30.88Calculo de los sólidos máximos en el lodo = (densidad del lodo – 0.88) * 33.88

CONTENIDO DE SÓLIDOS, BASE ACEITE.

Vol. de agua.- Es la parte líquida cristalina localizada en la parte inferior de la probeta.Vol. De Sólidos.- Es la parte vacía, es decir, la parte superior de la probeta.Vol. De Aceite.- Es la parte líquida mas opaca y que se encuentra en la parte superior al agua.

Observación: Si se presenta una interfase de emulsión entre la fase de agua y la fase de aceite, no se debe calentar la interfase ya que esto puede romper la emulsión. Se sugiere remover el ensamble de la retorta de la camisa de calentamiento, agarrando el condensador. Cuidadosamente calentar el recipiente a lo largo de la banda de emulsión, tocando suavemente el recipiente con el ensamble de retorta caliente a cortos intervalos. Deberá evitar que el líquido hierva. Una vez rota la interfase de la emulsión, permita que se enfríe el recipiente. Lea el volumen de agua en el punto menor del menisco.

CALCULO DE LA RELACION ACEITE / AGUA .

RAA = % FASE ACEITE / % FASE AGUA.

FASE ACEITE = 100 Ld. / (Ld + La ) FASE AGUA = 100 La / (Ld + La )

La = LECTURA % AGUA DE RETORTA. Ld = LECTURA % ACEITE DE RETORTA


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CAPACIDAD DEL AZUL DE METILENO.

(Base Agua)

La capacidad de azul de metileno de los lodos de perforación, es una indicación de la cantidad de arcilla reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación) presentes que son determinados por la prueba de azul de metileno (MBT) y esta da un estimado de la capacidad de intercambio catiónico de los lodos de perforación (CEC), las capacidades del azul de metileno y de intercambio catiónico no son necesariamente equivalentes, la primera será un poco menor que la capacidad de intercambio catiónico.

EQUIPO:

Fig. 8. Kit de azul de metileno.

1. Solución de azul de metileno: 3.20 gramos de azul de metileno grado reactivo C 16H18N3SCl) / L (1 cm3 = 0.01 Miliequivalente).

Nota: La humedad contenida en el azul de metileno grado reactivo debe ser determinado cada vez que la solución este preparada. Seque una porción de 1.0 gramo de azul de metileno a peso constante a 200°F 5°F (93 °C 3°C). Haga las correcciones apropiadas en el peso de azul de metileno que se tomara para la preparación de la solución de azul de metileno como sigue:

Peso de la muestra a tomar = 3.20para la solución. Peso de la muestra seca

2. Peróxido de hidrógeno: solución al 3 %.3. Ácido sulfúrico diluido: Aproximadamente 5 N.4. Jeringa graduada: 2.5 cm3 ó 3 cm3.5. Matraz Erlenmeyer: 250 cm3.6. Bureta graduada: 10 cm3, micro pipeta: 0.5 cm3 ó pipeta graduada: 1cc.7. Cilindro graduado: 50 cm3.8. Varilla de agitación.9. Parrilla de calentamiento con agitación magnética.10. Papel filtro Whatman # 1, o equivalente.11. Agua destilada..

PROCEDIMIENTO:


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1. Agregar 1ml. de lodo en el matraz Erlenmeyer.2. Depositar 10 ml de Agua destilada.3. Agregar 15 ml. de peróxido de hidrógeno al 3%4. Agregar 0.5 ml. de H2SO4 (5N), y Agitar vigorosamente.5. Posteriormente se procede al calentamiento, alcanzando su punto de ebullición dejar 10 minutos

hervir.6. Pasado el tiempo se retira del calentamiento, incrementar el volumen a 50 ml. Con agua destilada,

permitir que la muestra se enfrié.7. Posteriormente se agrega 1ml. de Azul de metileno, agitar por 30 segundos.8. Tomar una muestra (gota) con una varilla de vidrio y aplicar en forma de gota sobre el papel filtro,

observar si se forma un anillo azul- verdoso sobre la gota marcada, si no se agrega de 0.5 ml de azul de metileno a la mezcla cuantas veces sea necesario hasta que aparezca bien definido el anillo azul-verdoso (punto final).

9. El intercambio catiónico del lodo debe registrarse como la capacidad de azul de metileno.

CALCULOS

MBT = (ml. de Azul de metileno gastado) * 14.25 = Kg/m3

El MBT ó método del Azul de Metileno, nos permite saber los kilogramos de Bentonita ó arcilla hay por metro cúbico en el lodo. (La bentonita no es la única sustancia que absorbe al azul de metileno y él peroxido de hidrógeno tiene como objeto eliminar el efecto de materiales orgánicos tales como lignosulfonatos, lignitos, polímeros poliacrilatos etc. Y permite estimar el contenido de arcilla sin interferencia de otros materiales absorbentes.)

PRUEBA REALIZADA EN UNA MUESTRA DE RECORTE (CEC)

PROCEDIMIENTO:1. Lavar una muestra de recorte, quitándole todo el lodo e impurezas.2. Secar la muestra a 105 ºC durante 2 horas.3. Moler la muestra en un mortero.4. Pesar 0.57 gr. De recorte y ponerlo en un matraz Erlenmeyer de 250 ml.5. Posteriormente seguir con los mismos pasos para MBT.

CALCULOS:CEC = (ml DE AZUL DE METILENO) (1.75)

= meq/100 GRS. DE RECORTE.

TABLA COMPARATIVA

Bentonita Wyoming 75Lutita Suave 45Caolinita 10Recorte de perforación 8

Alcalinidad y Contenido de Cal. (Base Agua)


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La alcalinidad es la medida o concentración de Iónes oxidrilo, carbonatos o bicarbonatos que contienen el lodo de perforación.El conocimiento de la alcalinidad es importante en muchas operaciones de la perforación para asegurar el control apropiado de la naturaleza química del lodo. Y detectar con anticipación algún contaminante proveniente del pozo. Tal como CO2, H2S, etc. Los aditivos empleados en el lodo, particularmente requieren un medio alcalino para funcionar adecuadamente.

Esta prueba se determina en el lodo y en el filtrado API:

EQUIPO:1. Parrilla de agitación magnética.2. Imán de agitación de 1 pulg.3. Vaso de precipitado de 250 ml.4. Pipeta graduada de 10 ml5. Jeringa de plástico de 5 ml.6. Perilla de succión para pipetas.

SOLUCIONES 1. Solución de ácido sulfúrico estandarizada 0.02 N (N/50)2. Solución indicadora de fenolftaleína.3. Solución indicadora de anaranjado de metilo.

Procedimiento:ALCALINIDAD DEL LODO (Pm):

1. Mida 1 ml. de lodo en un recipiente de titulación.2. Agregar 25 ml. de Agua destilada (agitar).

Agregar de 5 gotas de Fenolftaleína agitando al mismo tiempo.

3. Si la muestra se torna rosada, titular rápidamente con ácido sulfúrico 0.02 N, hasta que el color rosado desaparezca o que la muestra adquiera su color original. ( NOTA: si se utiliza ácido al 0.1 N la Pm deberá multiplicarse por 5 )

4. Registrar los ml. de H2SO4 gastados como Pm

ALCALINIDAD DEL FILTRADO1. Mida 1 ml. de filtrado en un recipiente de titulación.2. Agregar 25 ml. de Agua destilada (agitar)3. Agregar 3 a 5 gotas de Fenolftaleína agitando al mismo tiempo.4. Si la muestra se torna rosada, titular rápidamente con ácido sulfúrico 0.02 N, hasta que el color

rosado desaparezca o que la muestra adquiera su color original.5. Registrar los ml. de H2SO4 gastados como Pf6. Con la muestra anterior, donde se determino el Pf, agregar de 3 a 5 gotas de anaranjado de metilo y

agitar.7. titular con H2SO4 ( 0.02 N) gota a gota hasta él vire de amarillo naranja a rosado canela.8. Registrar la cantidad de H2SO4 gastado como Mf.9. Discriminante : ( D ) = MF – Pf


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CALCULOS

CO3 HCO3 OH Condición del Fluido.

D > Pf (Pf)(1200) (D-Pf)(1220) ----------------- Muy inestableD = Pf (Pf)(1200) ------------------ ------------------ InestableD < Pf (D)(1200) ------------------ (Pf – D)(340) Estable

La alcalinidad de una sustancia puede ser considerada como la capacidad de neutralizar un ácido ( la alcalinidad y la acidez son medidas del pH, pero las propiedades de un lodo pueden variar a pesar de mantener el pH, esto se debe al efecto provocado por la variación de las cantidades y la naturaleza de los Iónes presentes, ya que los aditivos como floculantes, requieren un medio alcalino para funcionar adecuadamente, la alcalinidad originada por los OH- es benéfica, mientras que los provenientes del CO3

- ó el HCO3

- producen efectos adversos en el fluido.

CONTENIDO DE CAL

Alcalinidad del Lodo Pm = ml. Ácido Sulfúrico/ ml muestra.Contenido de cal libre, kg/m3 = 0.742 (Pm-Fw * Pf)Fw es la fracción de agua en la retorta /100


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Cloruros. (Base Agua)

La medición de la concentración cloruro en el filtrado, se basa en la reacción.Ag+1 + Cl-1 => AgCl

Un precipitado blanco de cloruro de plata se observara un exceso de Iónes plata, reaccionarán con el cromato de potasio dando cromato de plata de color rojo ladrillo.

EQUIPO:1. Parrilla de agitación magnética.2. Imán de agitación de 1 pulg.3. Vaso de precipitado de 250 ml.4. Pipeta graduada de 10 ml5. Jeringa de plástico de 5 ml.6. Perilla de succión para pipetas.

SOLUCIONES;1. Solución de nitrato de plata 1 a 1000 (0.028 N)2. Solución indicadora de cromato de potasio 5 gr/100 cc de agua.3. Solución ácido sulfúrico estandarizado 0.02 N (N/50)4. Solución indicadora de fenolftaleína.5. Agua destilada.

PROCEDIMIENTO:1. Se toma 1 ml. De filtrado en un recipiente de titulación limpio y seco.2. Agregar 25 ml. De agua destilada.3. Agregue de 5 gotas de fenolftaleína. Si el indicador se torna rosa, agregue ácido sulfúrico 0.02 N gota a gota hasta que el color desaparezca y recobre su color original.4. Agregue de 5 gotas de cromato de potasio, hasta que aparezca el color amarillo.5. Agite mientras agrega solución de nitrato de plata 0.028 N gota a gota hasta que se tenga el primer vire

de color a rojo ladrillo y este color persista por 30 segundos, anote el volumen gastado de nitrato de plata.

Si la concentración del ión cloruro en el filtrado excede 10,000 ppm, una solución de nitrato de plata 0.282 N, en vez de 0.0282 N puede utilizarse. Si se usa la solución más fuerte, el factor 1000 debe cambiarse por 10,000.

CALCULOS:Cloruros (ppm) = (ml de AgNO3) (1000)/ml. Filtrado.La determinación de cloruros en un lodo base agua, se obtiene del filtrado, y el objetivo es saber que tan alta es la concentración de Cl- (esto muestra que tanto afecta el filtrado a la capacidad de suspensión, viscosidad y resistencias de Gel, así como también el saber si pueden ser útiles para detectar las secciones salinas ó filtraciones de agua salada al sistema.) si la determinación de cloruros es mayor a 10 ml. De titulación repetir la prueba y titular con AgNO3 al 0.282 N


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Dureza Total como Calcio. (Base Agua)

El agua que contiene una gran cantidad de sales disueltas de calcio y magnesio se llama agua Dura, la dureza del agua en el hogar suele ser indicada por lo difícil que resulta en que el jabón haga espuma, en muchos campos de petróleo, el agua disponible es bastante dura y cuanto más dura sea, y las arcillas de perforación tienen bajos puntos cedentes cuando son mezcladas y se necesitara una gran cantidad de bentonita mientras más dura sea dicha agua para obtener un lodo con un esfuerzo de gel satisfactorio, en casos extremos se ha determinado que es conveniente tratar el agua químicamente antes de usarla para mezclar el lodo

Los Ingenieros de campo están familiarizados con los efectos sobre el fluido cuando se perforan formaciones de anhidrita (sulfato de calcio) o de yeso. El calcio puede ser arrastrado durante la perforación de los tapones de cemento y a veces al penetrar en las secciones de lutita caliza. Cualquier contaminación extensa de Calcio puede producir grandes pérdidas de agua y altos geles, El efecto perjudicial del cemento sobre el Pm más la dureza total es expresado en mg/Lt de calcio.

Para solubilizar el Ca++ se agrega sosa cáustica (para mantener un pH alto), y es importante determinar la dureza, sobre todo al estar perforando cemento con lodo Bentonítico, ya que se incorpora al sistema ocasionando contaminación, produciendo pérdida de agua y un aumento de la gelatinosidad

Para determinar la dureza de los filtrados de los lodos o de aguas de composición como carbonatos de calcio por el método de Versenato, la dureza del agua o el filtrado del lodo es debido primordialmente a la presencia de Iónes calcio y magnesio cuando es adicionado EDTA (sal di sódica del ácido Etilendiamino) al agua, este se combina con el calcio y magnesio y el punto final es determinado con el indicador de dureza en un vire de rojo a azul.

EQUIPO:1. Parrilla de agitación magnética.2. Imán de agitación de 1 pulg.3. Matraz Erlenmeyer de 250 ml.4. Pipeta graduada de 10 ml5. Pipeta graduada de 5 ml.6. Jeringa de plástico de 5 ml.7. Perilla de succión para pipetas.8. Probeta de 50 ml

SOLUCIONES:1. Solución de Versenato 0.01 molar (1ml = 1 mg de CaCO3)2. Solución Buffer de Dureza.3. Solución indicadora de dureza (Negro de Eriocromo).4. Agua destilada.


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PROCEDIMIENTO:1. Ponga 25 ml. De agua destilada en un recipiente para titulación.2. Agregue 2 ml. Ó 10 gotas de sol. Buffer.3. Agregue 10 gotas de negro de Eriocromo ó una pizca si es en polvo4. Si se torna la solución en un color rojo, indicara la existencia de dureza en el agua, por lo que es

necesario agregar solución de Versenato, gota a gota, hasta que el agua se torne azul. No incluya este volumen de solución de Versenato en los cálculos de la dureza de la muestra del filtrado.

5. Ponga un mililitro de filtrado en el recipiente de titulación. En caso de que haya presencia de calcio ó magnesio, la solución se tornara color vino.

6. Agregue solución de Versenato, agitándolo continuamente, hasta que la muestra se torne azul. En filtrados coloreados de café rojizo debido a productos químicos, el cambio de color puede ser de púrpura – café a gris., no

CALCULOS:Calcio (ppm) = (ml de Versenato usados /ml. De muestra) x 400

Y el exceso de cal para base agua es:

Exc. Cal = 0.742 ( Pm – H2ORET * Pf)

Pm = alcalinidad del LodoH2Oret = Agua de la retortaPf = Alcalinidad a la fenolftaleina


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TITULACION DE SULFATO DE CALCIO

1. Obtener una muestra del fluido de perforación recientemente agitada.2. Añadir 5cc. de lodo total a la cubeta de precipitación, la cual ya contiene 245 cc. de agua destilada.3. Agitar por 15”.4. Filtrar a traves de papel filtro endurecido, desechando la parte turbia del filtrado.5. Medir en el recipiente de titulacion 50 cc. de agua destilada, 2 cc. de solución reguladora e indicador de

dureza asegurando que se desarrolle un color azul fuerte. Si un color rojo aparece, titular con el Versenato estandar hasta que el agua desarrolle un color azul.

6. Añadir al recipiente de precipitación 10 cc. de la muestra de lodo filtrado (de los pasos 1 y 4) y titular nuevamente hasta obtener un color azul utilizando la solución de Versenato. Registrar los cc. de Versenato.

7. Tomar una muestra de lodo original y obtener el filtrado. Tomar 1 cc. de filtrado y titular hasta el punto final del Versenato. Registrar los cc. de Versenato Standard.

8. Calcular Sulfato de Calcio (LB/BBL) utilizando las formulas siguientes:

SULFATO DE CALCIO TOTAL . lb/bbl= 2.38 VtL

SULFATO DE CALCIO NO DISUELTO . lb/bbl = 2.38 Vtf - 0.48 Vtf Fw

DONDE: VtL= cc. de Versenato Std. utilizados para titular 10 cc. del filtrado del lodo diluido. (Paso 6). Vtf= cc. de Versenato Std. utilizados para titular 1 cc. del filtrado del lodo original. (Paso 7). Fw= Volumen de la fracción agua en el lodo. Kg/m3 puede calcularse multiplicando lb/bbl * 2.85.

ANALISIS DE POLITEXA K


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TENSIÓN SUPERFICIAL

Las fuerzas de atracción y de repulsión intermolecular afectan a propiedades de la material como el punto de ebullición, de fusión, el calor de vaporización y la tensión superficial.

Dentro de un líquido, alrededor de una molécula actúan atracciones simétricas, pero en la superficie, una molécula se encuentra sólo parcialmente rodeada por moléculas y en consecuencia es atraída hacia adentro del líquido por las moléculas que la rodean. Esta fuerza de atracción tiende a arrastrar a las moléculasde la superficie hacia el interior del líquido (Tensión Superficial), y al hacerlo el líquido se comporta como si estuviera rodeado por una membrana invisible.

La tensión superficial es responsable de la resistencia que un líquido presenta a la penetraciónde su superficie, de la tendencia a la forma esférica de las gotas de un líquido, del ascenso de los líquidosen los tubos capilares y de la flotación de objetos o partículas en la superficie de los líquidos.

Termodinámicamente la tensión superficial es un fenómeno de superficie, y es la tendencia de un líquido a disminuir su superficie hasta que su energía de superficie potencial es mínima, condición necesaria para que el equilibrio sea estable. A la fuerza que actúa por centímetro de longitud de una película que se extiende se le llama tensión superficial del líquido, la cual actúa como una fuerza que se opone al aumento de área del líquido.

La tensión superficial es numéricamente igual a la proporción de aumento de la energía superficialcon el área y se mide en erg/ cm2 o en dinas/ cm. La energía superficial por centímetro cuadrado se representacon la letra griega gamma (y).

TENSIÓN SUPERFICIAL DE ALGUNOS LIQUIDOS (A 20º C)

Nombre del líquido (y) en dinas/ cm. Nombre del líquido (y) en dinas/ cm.

Acetona 23.7 Éter Etílico 17.01

Benceno 28.85 n-Hexano 18.43

Tetracloruro de Carbono 26.95 Metanol 22.61

Acetato de Etilo 23.9 Tolueno 28.5

Alcohol Etílico 22.75 Agua 72.8

Los valores de la tensión superficial mostraron que las moléculas superficiales tienen una energía aproximadamente 25% mayor que las que se encuentran en el interior del fluido. Este exceso de energía no se manifiesta en sistemas ordinarios debido a que el número de molécula en la superficie es muy pequeño en comparación con el número total del sistema.

Un método sencillo para realizar medidas relativas de la tensión superficial se basa en la formación de gotas.

Ejemplo:


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En un gotero, la gota se desprende del tubo en el instante en el que su peso iguala a las fuerzas de tensión superficial que la sostiene y que actúan a lo largo de la circunferencia de contacto con el tubo del gotero (A-B). Debido a que la gota no se rompe justo en el extremo del tubo, sino mas abajo (A’-B’) y que no hay seguridad de que el líquido situado entre los 2 niveles sea arrastrado por la gota, La fórmula a emplear es P = k2¶rY

La cual es denominada como la ley de Tate, donde indica que el peso de la gota es proporcional al radio del tubo r y a la tensión superficial del líquido y.

La aplicación de esta ley nos permite realizar medidas relativas de la tensión superficial sabiendo la tensión superficial del agua podemos medir la tensión superficial del líquido problema.

Ejemplo:

1. Balanza digital grado de exactitud de 0.1gr.2. Cuenta gotas de Plástico3. Matraz Erlenmeyer de 150 ml.

Procedimiento:

1. Colocar la balanza digital en una superficie libre de vibraciones.2. Colocar el matraz Erlenmeyer perfectamente seco en la balanza.3. Tarar a cero el peso de matraz.4. Utilizando el cuenta gotas, adicionar 40 gotas de agua destilada al matraz Erlenmeyer.5. Dejar estabilizar la balanza, y tomar la lectura del peso de las 40 gotas de agua destilada (ma).6. Secar el matraz Erlenmeyer y nuevamente tarar su peso en la balanza digital.7. Utilizando el cuenta gotas, adicionar 40 gotas de filtrado al matras Erlenmeyer.8. Dejar estabilizar la balanza, y tomar la lectura del peso de las 40 gotas de filtrado (mf).9. De acuerdo a la Ley de TATE ma = ya

m f yf

El agua destilada es un líquido de referencia cuya tensión superficial es de 72.8 dinas/cm.

10. La tensión superficial del filtrado será:

.yf.= (mf x 72.8) / ma = dina/cm

11.Anotar el resultado de la tensión superficial del filtrado del fluido.


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CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIONICO PARA LAS LUTITAS (CEC).

La capacidad de azul de metileno de los lodos de perforación, es una indicación de la cantidad dearcilla reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación) presentes que son determinados por la prueba deazul de metileno (MBT) y esta da un estimado de la capacidad de intercambio cationico de lodos de perforación (CEC), las capacidades del azul de metileno y de intercambio cationico no son necesariamente equivalentes, la primera será un poco menor que la capacidad de intercambio cationico.

Pruebas de hinchamiento lineal efectuados en el laboratorio de investigación de Protexa S.A. DE C.V.; utilizando los fluidos Politexa M y Politexa K; nos han proporcionado datos importantes para la optimización de los materiales inhibitorios utilizados en este (KCl).

POZO PROFUNDIDAD CEC % INHIBICION KG DE INHB. FLUIDOSEN 95 1285 10 4.9% 30 KG KCIPAC 1 2412 13 7.84% 30 KG KTIUMUT 900 15 11.43% 30 KG KTIUMUT 1190 19 18.12% 30 KG KCACTUS 1190 1525 27 20.01% 35 KG KBOLONTIKU 2140 29 21.13% 35 KG KCACTUS 1190 1350 33 24.43% 35 KG KSMECTITA P. DESCONOCIDA 80 16.62% 30 KG MSMECTITA P. DESCONOCIDA 80 24.32% 20 KG MSMECTITA P. DESCONOCIDA 80 26.37% 15 KG M

Equipo:

1. Tamiz de 200 Mesh2. Motero porcelana.3. Balanza Digital.4. Brocha de 11/2”5. Matraz Erlenmeyer de 250 ml.6. Pro pipeta de 3 vías.7. Termo agitador.8. Tapón de plástico con orificio.9. posillo Marsh de un cuarto de galón.10. Termómetro.

Procedimiento:


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1. Lavar una muestra de recorte, quitándole todo el lodo e impurezas. Utilizando alcohol isopropilico.2. Secar la muestra a en le horno durante 2 minutos.3. Pesar 5 gramos de muestra de formación.4. Tamizar la muestra con ayuda de la brocha.5. Pesar 1 gr. De muestra tamizada y deshidratada.6. Colocar la muestra en el matraz Erlenmeyer.7. Adicionar 50 ml de agua destilada.8. Agitar utilizando un agitador magnético.9. Adicionar 0.5 ml de ácido sulfúrico 5 N.10. Hervir la lechada de lutita a fuego lento durante 10 minutos. (colocar el tapón con orificio en la boca

del matraz). Y dejar enfriar.11. Valorar la muestra en incrementos de 0.5 ml.Con la solución de azul de metileno 0.01 N

CEC en mili equivalentes/100 gr de lutita = ml de azul de metileno / gr. Lutita valorada

TABLA COMPARATIVA

Smectita 80-100Bentonita API 50Bentonita de Sodio 70Montmorillonita 80Hectorita Sodio 120Lutita Suave 45Caolinita 10Recorte de perforación 8Mica 1

POTASIO LIBRE

Cuando es necesario determinar la concentración iónica de potasio, pueden utilizarse cualquiera de los dos métodos descritos a continuación, siendo estos eficaces. El procedimiento I puede ser


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utilizado con la exactitud para cualquier concentración de iones de potasio. El procedimiento II es un método rápido utilizado para altas concentraciones de potasio.

Procedimiento I.- Concentración de Potasio menor de 5,000 –mg/lt (Método de STPB)

Equipo y Soluciones

1. Solución de tetrafenilborato de sodio (STPB) normal.2. Solución de sal Amoniaca Cuaternaria (QAS), Bromuro amónico de hexadeciltrimetilo.3. Solución de hidróxido de sodio al 20%.4. Indicador de azul de bromofenol.5. Pipetas serologicas (graduadas); una de 2 ml., dos de 5 ml y dos de 10 ml.6. Cilindros graduados: dos de 25 ml. Y dos de 100 ml. 7. Embudo: 100 ml.8. Papel Filtro Whatman no. 541 o equivalente.9. Vasos de precipitado: dos de 250 ml y agua destilada.

Procedimiento:

1. Colocar la cantidad apropiada de filtrado dentro de una probeta graduada de 100ml. Utilizando la tabla referencial para determinar el tamaño de la cuesta. Utilizar una pipeta para medir la cantidad de filtrado y/o muestra diluida.

2. Añadir 4 ml. de NaOH con una pipeta de 5 ml, 25 ml, de solución de STPB medida con una probeta de 25 ml y suficiente agua destilada para aumentar el nivel de la solución hasta la marca de 100 ml.

3. Mezclar y dejar reposar durante 10 min.4. Filtrar dentro de un cilindro graduado de 100 ml. Si el filtrado esta turbio, la solución deberá ser

filtrada nuevamente.5. Transferir 25 ml. de filtrado claro dentro de un vaso de precipitado de 250 ml.6. Añadir 15 gotas de indicador de azul de bromofenol., Valorar con la solución de QAS hasta que el color

cambie de morado-azul a azul claro. Registrar el volumen (ml) de solución de QAS utilizado. Continuar la valoración hasta 25 ml para confirmar que el punto final ha sido alcanzado y que no quede ninguna coloración morada-azul. Si es posible, usar un agitador magnético con una luz.

Relación QAS/STPB = ml. De QAS / 2

Si la relación es diferente de 4.0 + 0.05, esta debe usarse como factor de correcciones el calculo de mg/lt K+

Cálculos: K+ (mg/lt) = ((25 –ml de QAS) x 1.000) / ml de filtrado

Si se requiere aplicar el factor de corrección:


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K+ (mg/lt) = 25 (ml de QAS x 4) Relación QAS / STPB * 1,000 / ml de filtrado

Para el calculo, usar el volumen (ml) de filtrado del procedimiento No.1, marcado ml de filtrado * (Cálculos). Este procedimiento constituye una revaloración. La etapa 2 precipita el potasio de la solución. Los iones potasio son filtrados en la etapa 4. la valoración con la solución de QAS determina la cantidad de solución de STPB sin reaccionar.

Procedimiento II.- Iones Potasio (Método de Perclorato de Sodio).

Equipo: 1. Solución de perclorato de sodio normal: 150,0 gr. De NaC1O4 por 100 ml de agua

destilada.Observación: El perclorato de sodio es explosivo en estado seco si se calienta a altas temperaturas o si entra en contacto con agentes reductote orgánicos. El perclorato no es peligroso si se mantiene mojado con agua. Se descompondrá inofensivamente si se dispersa en un cubo de agua y luego eliminado de manera apropiada.

2. Solución de cloruro de potasio normal, 14.0 g de KC1 llevados a 100ml con agua destilada.

3. Tubos centrífugos clínicos de 10ml. De tipo kolmer solamente; corning 8360.4. Centrífuga, cabeza de rotor de oscilación horizontal (manual o eléctrica), capaz de

producir aproximadamente 1,800 RPM.5. Curva de calibración normal para cloruro de potasio.

Preparación:A).- Calibrar la centrífuga manual, una velocidad relativamente constante de 1800 RPM puede ser obtenida de la siguiente manera:1. Determinar el número de revoluciones del rotor por cada vuelta de la manivela; girar lentamente

la manivela y contar el número de revoluciones de la cabeza del rotor durante una vuelta de la manivela.

2. Determinar el número de vueltas de la manivela requeridas para obtener 1800 revoluciones de la cabeza del rotor.

3. Para mantener una vel. Constante durante un minuto, tomar el numero requerido de vueltas de la manivela y dividirlo por 12. Esto indicará las vueltas de ola manivela requeridas por cada periodo de 5 segundos.

4. Ahora, observe la segunda aguja de su reloj. Empiece a accionar la manivela rápidamente y cuente el número de vueltas de la manivela en 5 seg. Si el número es mayor de 10, reduzca un poco la velocidad y cuente las vueltas durante otro periodo de 5 seg. Siga ajustando hasta que obtenga el número de vueltas requerido y que logre mantener ese ritmo con total naturalidad.

5. Preparación de la curva de calibración normal para cloruro de potasio.

Procedimiento:

1. Medir 7 ml de filtrado dentro del tubo centrífugo. Añadir 3 l de solución de perclorato de sodio al tubo (si el potasio esta presente, la precipitación ocurre inmediatamente). No agitar.


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Centrifugar a una velocidad constante de aproximadamente 1800 RPM, durante un minuto, y leer inmediatamente el volumen de precipitado. Enjuagar el precipitado del tubo dentro de un cubo de agua.

Observación 1: Para asegurarse que todo el potasio ha sido eliminado, añadir 2 a 3 gotas de perclorato de sodio al tubo centrifugado después de centrifugar. La formación de un precipitado significa que no se midió la cantidad total de iones potasio: en este caso, la muestra debe ser diluida de la manera indicada en la observación 2.2. Determinar la concentración de cloruro de potasio comparando el volumen de precipitado

medido con la curva normal.3. Registrar la concentración de potasio como kg/m3 de KCl.

Cálculos:

La concentración de potasio también se puede registrar como % en peso de KCl.

KCl (% de peso) = lb/bbl / 3.5

1b/bbl x 2.853 = kg/m3

K+ (mg/lt) 0 1500 x KCl (lb/bbl)

Observación 2: Estos dos cálculos suponen que la gravedad específica del filtrado es de 1.00.

Si la concentración de KCl excede 21 lb/bbl, se puede mejorar la precisión ejecutando una dilución apropiada para mantener el resultado de la prueba dentro de la gama de 3.5 a 21 lb/bbl, se puede mejorar la precisión ejecutando una dilución apropiada para mantener el resultado de la prueba dentro de la gama de 3.5 a 21 lb/bbl. El volumen en el tubo debería ser aumentado hasta 7 ml con agua destilada y agitando antes de añadir la solución de perclorato de sodio. Si se usan volúmenes de filtrado diferentes de 7 ml. La concentración de KCl debería ser calculada de la siguiente manera:

KCl (lb/bbl) / 7 = mil de filtrado (valor de la curva normal)

TABLA REFERENCIAL

PPM DE K+ ESTIMADOS PREPARACION DE LA MUESTRA FILTRADO (ML)


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Tomar 1 ml de filtrado, añadir 9 ml.

Más de 100,000 De agua destilada. Mezclar y utilizar 0.10

una solución de 1 ml. Como muestra.

Tomar 1 ml. De filtrado, añadir 9 ml.

50,000 - 100,000 De agua destilada. Mezclar y utilizar 0.20

una solución de 2 ml. Como muestra.

Tomar 1 ml. De filtrado, añadir 9 ml

20,000 – 50,000 de agua destilada. Mezclar y utilizar 0.50

una solución de 5 ml. Como muestra

10,000 – 20,000 Tomar 1 ml. De filtrado no diluido 1.00

4,000 - 10,000 Tomar 2 ml. De filtrado no diluido 2.00

2,000 - 4,000 Tomar 5 ml. De filtrado no diluido 5.00


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TÉCNICAS DE ANALISIS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓNFluidos de perforación Base Aceite (Emulsión Inversa).

Estabilidad Eléctrica.

La estabilidad Eléctrica relativa de agua en emulsión de aceite es indicada para fijar el dieléctrico, y evitar trastornos de voltaje al cual la emulsión puede conducir.

Este instrumento de medida es hecho usando correcta y permanente espaciados un par de electrodos, los cuales son sumergidos en la muestra del lodo. Una fuente de poder de corriente directa es usada (baterías) para proporcionar el voltaje de corriente alterna el cual es aplicado a los electrodos a razón de incremento de voltaje constante. El voltaje al cual la emulsión conduce es indicado para establecer un flujo entre los electrodos y la plancha, completando el circuito con un indicador o bulbo de iluminación o un dispositivo similar.

La estabilidad eléctrica se determina aplicando una señal eléctrica sinosoidal, conectada por una rampa de voltaje a dos electrodos planos paralelos inmersos en el lodo. La corriente resultante permanece baja hasta que alcanza un voltaje umbral, donde la corriente aumenta rápidamente. Este voltaje de umbral se conoce como la estabilidad eléctrica del lodo y se define como voltaje (medido en voltios pico cuando la corriente alcanza 6 A).

La onda sinoidal especificada para la rampa de voltaje resulta en una energización que hace más eficiente el fluido y genera valores de estabilidad eléctrica mucho menor (con frecuencia menos de la mitad) que el tipo de onda aguda del instrumento descrito en ediciones previas del PR 13 B-2. La simetría de la señal sinoidal también inhibe la acumulación de sólidos en las caras de los electrodos y aumenta la reproductividad. Para aumentar aun más la reproductividad, las especificaciones del instrumento incluyen la conexión por rampa automática a un valor de rampa fijo.

La composición química y la historia de corte de un lodo controla la magnitud absoluta de la estabilidad eléctrica de una manera compleja. En consecuencia, no es apropiado interpretar el estado de mojado con aceite de un lodo a partir de una sola medida de estabilidad eléctrica. Sólo se deben utilizar tendencias de estabilidad eléctrica para tomar decisiones sobre un tratamiento.

Los lodos preparados en planta siempre mostraran una estabilidad baja y no puede hacerse un intento por aumentarla, sino hasta que hayan sido sometidas a las condiciones del pozo

EQUIPO: a. Medidor de estabilidad eléctrica:Las especificaciones para el medidor de estabilidad eléctrica son las siguientes:

Forma de onda Senoidal < 5% de distorsión armónica totalFrecuencia de C.A. 340 10 HzUnidades de salida Volts de picoValor de intervalos 150 10 V/sec, operación automáticaIntervalo mínimo de salida 3 a 2000 volts (pico)Valor al que se dispara la corriente 61 5 A (pico)

CA: Corriente Alterna que aplica a los electrodos de voltaje constante a través de la emulsión. Esta corriente alterna es proporcionada por una fuente de poder CD (baterías).


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Fig. 9. Medidor de estabilidad eléctrica.

b. Electrodos:Las especificaciones para los electrodos son las siguientes:

Carcaza Material resistente a los componentes del lodo base aceite hasta 220 °F (105°C).

Material Metal resistente a la corrosión.

Diámetro 0.125 0.001 pulg. (3.18 0.03 mm).

Espaciamiento (claro) 0.061 0.001 pulg. (1.55 0.03 mm) a 72 °F (22 °C).

c. Calibración resistores o diodos:Las especificaciones para la calibración de los resistores o diodos son las siguientes:

Número Dos (bajo y elevado).

Tipos Resistor estándar o diodos Zener.

Intervalos Da lectura de voltaje (E.E.) de (1) bajo 500-1000 V (2) Elevada > 1900 V.

Exactitud 2 % del voltaje esperado, temperatura corregida por las tablas del fabricante (si se necesitan y se proporcionan).

NOTA: Los resistores estándar se utilizan para verificar la relación de voltaje de salida a corriente de disparo, los diodos Zener verifican directamente el voltaje de salida. Se obtiene una confianza óptima en la operación del medidor de E.E. a partir de pruebas con ambos resistores y diodos.d. Termómetro: 32-220 °F (0-105 °C).e. Tamiz: malla 12, o embudo Marsh.f. Copa de viscosímetro con termostato.


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PROCEDIMIENTO:

1. Verifique diariamente la calibración y el funcionamiento.2. Coloque la muestra de lodo a base aceite, filtrada por una malla de tamaño 12 o por un embudo Marsh,

en un vaso de viscosímetro y mantener a una temperatura de 120 + 5ºF (50 + 2ºC). Registre la temperatura del lodo.

3. Limpie bien el cuerpo de la sonda del electrodo con papel absorbente. Pasar el papel absorbente a través del espacio del electrodo varias veces. Hacer girar la sonda del electrodo en el aceite de base utilizado para hacer el lodo. Si el aceite base no está disponible, es aceptable utilizar otro aceite o un solvente suave (como el isopropanol). Limpiar y secar la sonda del electrodo como se hizo anteriormente.

Nota: No utilizar soluciones detergentes o solventes aromáticos, como el Xileno, para limpiar la sonda del cable.4. Mezcle la muestra a mano a una temperatura de 120ºF con la sonda del electrodo durante

aproximadamente 10 seg. A fin de asegurar que la composición y la temperatura del lodo sean uniformes. Coloque la sonda del electrodo de manera de que no toque el fondo ni los lados del recipiente, y asegúrese de que las superficies del electrodo están completamente cubiertas por la muestra.

5. Mantenga estático y oprima el botón del lado izquierdo del probador, sin dejar de presionar (Probador marca OFFITE), observará en la pantalla que aparecerá una lectura que irá aumentando hasta detenerse totalmente.; o encienda el equipo oprima el botón de reset y posteriormente cuando se encuentre en cero oprima el botón de lectura y espere hasta que se detenga (Probador marca FANN).

6. Repita desde el punto 4 hasta el punto 5 con la misma muestra de lodo. Los dos valores de estabilidad eléctrica no deben diferir por más de 5%. De ser así, se deberá revisar el medidor o electrodo.

7. Registre el promedio de las dos medidas de estabilidad eléctrica en volts en su reporte.8. Limpie el electrodo nuevamente hasta dejarlo limpio.

VERIFICACIÓN:

1. Examine y verifique que no esté dañada la sonda ni el electrodo del cable.2. Asegúrese de que el espacio entero del electrodo está libre de depósitos y que el conector del

instrumento se encuentre limpio y seco.3. Tome la lectura de voltaje de rampa en el aire. La lectura de estabilidad eléctrica debe alcanzar el

voltaje máximo permitido (“1000”) Si esto no ocurre será necesario volver a limpiar la sonda y el conector o reemplazarlo.

4. Repita la prueba de rampa de voltaje con la sonda en el agua de grifo. La lectura de estabilidad eléctrica no debe exceder 3 voltios. Si esto ocurre, será necesario volver a limpiar la sonda y el conector o reemplazarlos.

5. Verifique la exactitud del medidor de estabilidad eléctrica con el resistor estándar y/o el diodo Zener La lectura de estabilidad eléctrica debe encontrarse dentro de un margen del 2.5% de los valores esperador (considerando la incertidumbre del medidor y de los resistores / diodos). Si la lectura de estabilidad eléctrica se encuentra fuera de este margen, se debe devolver el instrumento al distribuidor para ser ajustado o reparado.


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Alcalinidad y Contenido de Cal (BASE ACEITE)

La alcalinidad es la medida o concentración de Iónes oxidrilo, carbonatos o bicarbonatos que contienen el lodo de perforación.El conocimiento de la alcalinidad es importante en muchas operaciones de la perforación para asegurar el control apropiado de la naturaleza química del lodo. Y detectar con anticipación algún contaminante proveniente del pozo. Tal como CO2, H2S, etc.

Los aditivos empleados en el lodo, particularmente algunos Defloculantes, requieren un medio alcalino para funcionar adecuadamente.

EQUIPO:1. Parrilla de agitación magnética.2. Imán de agitación de 1 pulg.3. Matraz Erlenmeyer de 250 ml.4. Pipeta graduada de 10 ml5. Pipeta graduada de 5 ml.6. Jeringa de plástico de 5 ml.7. Perilla de succión para pipetas.8. Probeta de 50 ml

SOLUCIONES:1. Solución de ácido sulfúrico estandarizada 0.1 N 2. Solución indicadora de fenolftaleína 1 gr/100 cc de una solución 50% isopropanol / agua.3. Solución indicadora de cromato de potasio 0.282 N4. Cromato de potasio 5 gr/100 cc agua.

PROCEDIMIENTO:ALCALINIDAD AL LODO ( Pm )1. Mida 1 ml. de lodo en un recipiente de titulación.2. Adicionar 50 ml de Mezcla 50% Xileno, y 50% alcohol isopropilico, mezclar hasta romper la emulsión.3. Agregar 100 ml. De agua destilada y mezclar4. Agregar de 15 gotas de indicador de fenolftaleína.5. Agite rápidamente con un agitador magnético.6. Si la muestra se torna rosada, titular rápidamente con ácido sulfúrico 0.1 N, hasta que el color rosado

desaparezca o que la muestra adquiera su color original.7. Continué agitando y si el color rosa no aparece nuevamente en un minuto detenga la agitación.8. Mantenga la muestra en reposo durante 5 minutos, si el color rosa no aparece nuevamente a alcanzado el

punto final, en caso de aparecer el color rosado titule por segunda vez con ácido sulfúrico. Si el color rosado aparece nuevamente, titular por tercera vez. Si luego de la tercera titulación, reaparece el color rosado, registrar éste como punto final, acumule las cantidades gastadas de ácido.

9. Registrar los ml. de H2SO4 gastados como PmAlcalinidad del lodo = ml gastados de H2SO4/ml de muestraContenido de cal = alcalinidad del lodo * 1.3 * 2.85 = (3.705)* alcalinidad del Lodo = kg/m3

SALINIDAD Y CLORUROS.


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Una vez hecho esto asegúrese de que la muestra se encuentra ácida( PH por debajo de 7), adicionándole de 10 a 20 gotas de ácido sulfúrico( 1 o 2 ml de ácido)

Agregar 10 a 15 gotas de cromato de potasio. Agitar rápidamente con agitador magnético hasta homogenizar y obtener una coloración amarilla. Titular lentamente con nitrato de plata 1.282 N. Hasta que observe un vire de color rosa salmón

(primer vire) y este permanezca estable por lo menos durante un minuto.

Cálculos.

Cl = (volumen gastado de AgNO3 *10000/ ml de muestra de lodo.

(1.565)* ml de AgNO3 CaCl2 ( % peso) = ------------------------------------------------- (1.565* ml de AgNO3) +(% H2O de retorta * ml de lodo)

CaCl2 = % peso CaCl2 * 1000000

La salinidad es la determinación de los cloruros en el sistema, y la salinidad en un lodo deEmulsión inversa, esta dado por el CaCl2, que forman electrolitos, y son adicionados al sistema para aumentar la actividad del fluido, y de esta forma lograr que dicha actividad sea mayor a la de la lutita a perforar pero que debido al proceso de osmosis (es el proceso de pasar líquidos mediante una membrana sin pasar sólidos, y en fluidos de perforación el CaCl2 es más utilizado que el NaCl, porque proporciona una mayor actividad química) se deshidrate a dicha lutita.

Para minimizar la hidratación de arcillas en las formaciones se hace mediante la reducción del filtrado del lodo, con lo que disminuimos la cantidad de agua disponible para la hidratación de las lutitas., lo cual también puede lograrse mediante la adición de sal soluble (CaCl2 ó NaCl) ó empleando un copolimero que tienda a encapsularlas lutitas bentoniticas y así reducir la cantidad de agua, pero una salinidad excesiva causara resequedad en la formación y como consecuencia el desmoronamiento de la misma, pero una salinidad baja producirá hidratación de la lutita, causando el aumento de la formación en volumen y como consecuencia el atrapamiento de la sarta al perforar.

NOTA: Cuando dos soluciones de diferentes concentraciones salinas son separadas por una membrana semipermeable, una fuerza causa que la solución menos salina se filtre a la zona de mayor concentración hasta que se equilibre, esto se conoce como presión osmótica

Si se uso Cloruro de Sodio en vez de Cloruro de Calcio, el factor en la formula cambia a: 1.649

Si se requiere calcular los mg/Lt se debe multiplicar las ppm, por la densidad estimada de la salmuera en gr/cc


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FILTRACIÓN ALTA TEMPERATURA Y ALTA PRESIÓN. (Base Aceite)

EQUIPO: Figura 1. Filtro prensa con manómetros de presurización portátiles y probeta colectora de filtrado.

Fig. 10. Batería de filtros prensa con sistema de presurización portátil.

1. Filtro Prensa Apat.2. Celda3. Unidad de alta4. Unidad de Baja 5. Seguros6. Válvulas de aguja7. Llave allen de 4mm.8. Llave Española de ¼”9. Probeta graduada de 10 ml.10. Papel Filtro de 3.5 plg2

PROCEDIMIENTO:


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1. Conectar a la corriente eléctrica la chaqueta y ajuste el termostato para que alcance una temperatura de 300 ºF + 10º F, por encima de la deseada.

2. Agitar el lodo por 5 min. En el agitador y deposite el lodo en la celda dejando cuando menos una pulgada de espacio (2.5 cm.), por la expansión del lodo

3. Instala el papel filtro y proceda a colocar la tapa cuidando que la válvula de vapor no esta cerrada y así evitar que los empaques se dañen, asegure la tapa atornillando los prisioneros firmemente y cierre la válvula de vapor.

4. Coloca la celda en la chaqueta e instale el colector y el cabezal, asegurando que las cargas de CO2 sean nuevas.

5. Manteniendo los dos vástagos de las válvulas cerrados, ajuste el regulador de presión superior a 200 psi (1380 kpa) y el regulador inferior a 100 psi (690 kpa). Abra la válvula superior lentamente, aplicando 200 psi al lodo en la celda. Mantenga la presión hasta que se alcance y estabilice la temperatura de prueba deseada.Observación: Si el tiempo necesario para alcanzar la temperatura de prueba es mayor de 1 hora, es posible que el calentador esté defectuoso y la exactitud de los resultados de la prueba serán dudosos.

6. Una vez que la celda alcanzo la temperatura de 300ºF abra la válvula inferior e inmediatamente aumente la presión de la válvula superior a 600 psi (4140 kpa) para iniciar el proceso de filtración. Conecte el cronómetro. Mantener la temperatura de prueba entre +5ºF (+3ºC) durante la prueba. Si la contrapresión aumenta a más de 100 psi (690 kpa) durante la prueba, extraiga y recolecte una porción del filtrado cuidadosamente a fin de reducir la presión.

7. Recolecte el filtrado en un tubo tipo kolmer o en un cilindro graduado a los 7.5 minutos, y recolecte de nuevo luego de transcurridos los 30 minutos. Registre los volúmenes totales del filtrado (agua y aceite) de 7.5 minutos y de 30 minutos. El agua, la emulsión o los sólidos que se encuentren en el filtrado deben ser registrados y sus volúmenes en cm3.

8. Corregir los volúmenes de filtrado medidos a un filtro de área de 7.1 in2 (45.8 cm2). Si el área de filtrado es de 3.5 in2 (22.6 cm2) los volúmenes observados deberán duplicarse. Registrar el valores duplicados del volumen a 30 minutos en la planilla de informe y registre en comentarios el volumen duplicado a 7.5 minutos y anote los volúmenes duplicados de agua o de los sólidos observados.

9. Cierre los vástagos. Y libere la presión en las válvulas reguladoras. Desmóntelas.10. Deje enfriar la celda para posteriormente desfogarla cuidadosamente.

NOTA: Al abrir la celda tener mucho cuidado ya que se manejan presiones altas, si la celda al momento de

abrir se tira a levantar la tapa cerrar de nuevo los opresores y volvemos a desfogar, esto indica que las válvulas de agujas podrían estar tapadas de lodo.

Al abrir la celda se procede primero a aflojar los opresores poco a poco, no se recomienda abrir los opresores completamente, con esto se evitará un desastre.

Como el área de filtrado del equipo de análisis utilizado es de 3.5 pulg2 y el área para el método de análisis dice que debe ser de 7.1 pulg2 es preciso corregir el volumen obtenido del filtrado en la prueba , multiplicándolo por 2

VERIFICACIÓN


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Utiliza un patrón de referencia el cual fue calibrado por un patrón en un laboratorio externo. Carga en la unidad de verificación, utilizando una cápsula de CO2.Abre la válvula reguladora y aplica presión a 50 y a 100 PSI (manómetro de baja) y 200, 400 y 600 PSI (manómetro de alta). Verifica que las lecturas registradas por el manómetro a verificar tengan la misma lectura que el manómetro patrón, con un margen de error de + 10 PSI.En caso de no tener las mismas situaciones de presión, cambie el manómetro por uno nuevo.


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DETERMINACION DE SULFUROS.

FUNDAMENTO.En un Tren de Garret, el gas es separado del líquido, previniendo de esa manera la contaminación

del detector de H2S por la fase líquida. El método utilizado es el Tubo Drager para análisis cuantitativo de sulfuros. Un tubo Drager responde al H2S oscureciéndose progresivamente a todo su largo a medida que el H2S reacciona con el indicador. Los dos tipos de tubos Drager cubren un rango suficientemente amplio para el análisis de sulfuros de los lodos y filtrados. El tubo Drager de bajo rango, H 2S 100 Va, es blanco hasta tanto el H2S lo transforma en pardo negruzco. El tubo Drager de alto rango, H2S 0.2% IA, es azul pálido hasta tanto el H2S lo transforma en negro azabache. El H2S es el único componente común del lodo o contaminante del cual se sabe que puede causar esta coloración de los tubos Drager.

EQUIPO.Instrumento Tren de Gas Garret, el cual consiste de:

A).- Tren de gas plástico transparente.B).- Fuente de gas inerte y un regulador de presión.C).- Tubo Drager.

Tubos de análisis de H2S Drager:A).- Bajo rango - identificado H2S 100/A - (No. CH-291-01) O.B).- Alto rango - identificado H2S 0.2%/A - (No. CH-281-01).

Acido sulfúrico; aproximadamente grado reactivo 5N.Antiespumante de Octanol en una botella gotero.Jeringas hipodérmicas de 10 cm3 y 5 cm3 con aguja, para las muestras y para los reactivos.

PROCEDIMIENTO.1. El Tren de gas Garret debe estar limpio y seco, y flote sobre una superficie nivelada (humedad en el

medidor de flujo puede causar que la esfera frote erráticamente).2. Instalar y perforar un cartucho de CO2 nuevo (u otro gas inerte).3. Colocar 20 cm3 de agua desionizada en la cámara 1.4. Agregar 5 gotas de antiespumante de Octanol en la cámara 1.5. Medir el volumen deseado en la cámara 1 (de acuerdo a la tabla siguiente que se muestra para el

volumen de la muestra y el tipo de tubo Drager que debe utilizarse para el rango de sulfuro deseado).6. Seleccionar el tubo Drager apropiado y romper ambos extremos.7. Instalar el tubo con la flecha hacia abajo en el receptáculo correspondiente. Instalar el tubo del medidor

de flujo con la palabra “TOP” hacia arriba (asegurarse que los anillos “O” sellen alrededor de cada tubo).8. Instalar la tapa del tren de Gas y asegurar a mano uniformemente los tornillos para efectuar el sello.9. Conectar el tubo flexible al tubo de dispersión y al tubo Drager. usar tan solo tubo de goma látex o de

plástico inerte. No pinché el tubo flexible: el tubo no pinzado suministra alivio de presión en el caso de súper presurización.

10. Ajustar el tubo de dispersión en la cámara 1 aproximadamente 0.5 cm. del fondo.11. Cuidadosamente hacer fluir gas por un periodo de 10 segundos para purgar el aire del sistema.

Verificar que no existen fugas en el sistema. Detener el flujo del gas.12. Lentamente inyectar 10 cm3.de ácido sulfúrico en la cámara 1 a través del diafragma de goma,

utilizando una jeringa hipodérmica.


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13. Inmediatamente reanude el flujo de gas, ajustando el flujo de tal manera que la esfera del medidor de flujo permanezca situada entre las dos marcas. (Un cartucho de CO2 (u otro gas inerte) debe suministrar aproximadamente de 15 a 20 minutos de flujo con ese gasto de gas).

14. El aspecto del tubo Drager debe observarse y cualquier cambio debe registrarse. Anotar la máxima longitud oscurecida (en las unidades del tubo) antes de que el avance del oscurecimiento comience a difundirse. Continuar el flujo a través del tren de gas por 15 minutos aun cuando el avance obtenga una coloración difusa y aspecto plumoso. En el tubo de alto rango, un color naranja puede aparecer enfrente del avance negruzco si existen sulfitos en la muestra. (La zona anaranjada debe ignorarse cuando se registra la longitud oscurecida).

15. Registre la longitud oscurecida después de 15 minutos.

Identificación del tubo DRAGER, volumen de la muestra y factores del tubo usados para varios rangos de sulfuros.

Rango de sulfuro (mg/L))

Volumen de Muestra (cm3)

Tipo de tubo DRAGER I. D. (ver cuerpo tubo)

Factor del tubo (Ver A 19 a).

1.2 – 24

1.5 – 48

1.8 – 96

60 – 1020

120 – 2040

240 – 4080

10.0

5.0

2.5

10.0

5.0

2.5

H2S 100/a

H2S 0. 2%/ A

12

600*

CALCULOS.

Sulfuros mg/lt = (longitud oscurecida) x (factor) / (Vol. cm3 de muestra).RECOMENDACIONES: Para limpiar el tren de Gas, remover el tubo flexible y la tapa. Sacar el tubo Drager y el medidor de flujo de sus receptáculos y taponar los orificios para mantenerlos secos. Lavar las cámaras con agua tibia y un detergente suave, usando un cepillo blando. Utilizar un limpia pipas para limpiar los pasajes entre las cámaras. Lavar y enjuagar el tubo de dispersión y luego secarlo con una corriente de aire o de gas CO2, (enjuagar la unidad con agua desionizada y permitir que drene hasta cuando esté seca).


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PRUEBA DE HUMECTABILIDAD

EQUIPO:- Frasco de 1000 ml de vidrio de boca ancha, con tapa- Agitador Hamilton-Beach

SOLUCIONES:- DIESEL - MEZCLA

PROCEDIMIENTO:

1.-Vaciar 350 ml de lodo en el frasco de vidrio2.- Agitar 30 min.3.- tirar el lodo4.- agregar 50 ml. De Diesel5.- Agitar y volver a tirar6.- Agregar 50 ml. De mezcla7.- poner a secar por espacio de 8 hr.8.- observar la película formada en el frasco

la humectación se reporta como ligero, regular ó severo en base a la película observada en el cristal

Ligero = película transparenteRegular = ligeramente opacaSevera = opaca


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MEDICION DE TURBIDEZ

Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el flujo. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresado el resultado en NTU. Este es proporcional a la concentración de sólidos suspendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que no contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez no mayor a 30 NTU.

1. Recolecte una muestra representativa en un envase limpio. Llene la celda con la muestra hasta la línea (cerca de 15 ml), tomando cuidado para manejar la celda de la muestra por la tapa. Tape la celda.

2. Limpie la celda con un trapo sin pelusa, suave para quitar puntos de agua y huellas digitales.3. Aplique unas gotas del aceite de silicón. Limpie con una tela suave para obtener una película sobre

la superficie.

Fig. 11. Fig. 12.

4. El instrumento se enciende, se coloca en una superficie plana. No sostenga el instrumento mientras que hace medidas.

5. Inserte la celda de la muestra en el compartimiento del instrumento, así que el diamante o la marca de orientación se alinee con la marca de orientación levantada delante del compartimiento de la celda. Cierre la tapa.

6. Seleccione RANGE. La pantalla le mostrara AUTO RNG cuando el instrumento este en la selección automática.

Fig. 13 Fig. 14


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7. Seleccione SIGNAL AVERAGING. La pantalla le mostrará SIG AVG cuando se utiliza signal average. Utilice signal average si la muestra causa una señal ruidosa (la pantalla cambia constantemente).

8. Presione: READLa pantalla le mostrará _____ NTU. Registre la turbiedad después de que el símbolo de la lámpara desaparezca.


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P R U E B A S F I S I C A S

DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD RELATIVA Y GRAVEDAD API DEL PETROLEO CRUDO

Método ASTM D-1298

Esta Práctica cubre las determinaciones en el laboratorio, usando un hidrómetro de vidrio, de densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API del petróleo crudo, productos del petróleo, teniendo una Presión de Vapor Reíd (Método de prueba D 323, o IP 69) de 179 Kpa (26 libras) o menos. Los valores son medidos con un hidrómetro a temperaturas convenientes, las lecturas de densidad relativa (gravedad específica) y gravedad API a 60°F, por medio de tablas estándares internacionales. Por medio de estas mismas tablas, los valores, los valores determinados en cualquiera de los 3 sistemas de medición se puede convertir a valores equivalentes de los otros 2 de tal manera que las mediciones pueden hacerse en las unidades de conveniencia particular.

1.- Descripciones de términos específicos para este estándar:

Densidad.- Para el propósito de esta práctica, se define como la masa (pesada en el vacío) del líquido por unidad de volumen a 15°C. Cuando se reportan los resultados establecer la densidad en unidades de masa (Kg) y volumen (Litros), junto con la temperatura estándar de referencia, por ejemplo, kilogramo por litro a 15°C.

Densidad relativa (gravedad específica).- Es la relación entre la masa de un volumen dado del líquido a 15°C (60°F) y la masa de volumen igual de agua pura a la misma temperatura. Cuando reporte resultados, especificar la temperatura estándar de referencia, por ejemplo densidad relativa (gravedad específica) 60/60°F.

Gravedad API.- Es una función especial de la densidad relativa (gravedad específica) 60/60°F representada por:

Gravedad °API = (141.5/gravedad específica 60/60°F) -131.5No se establece la temperatura de referencia que se requiere, dado que 60°F está incluida en la

definición.

Valores Observados.- Son los valores observados a otras temperaturas diferentes a las temperaturas de referencia especificadas. Esos valores son solamente lecturas del hidrómetro y no densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API a estas temperaturas.

2.- Campo de aplicación

Cuando es usada para mediciones de volumen de aceite, los errores de corrección del volumen son minimizados observando la lectura del hidrómetro a una temperatura cercana a la temperatura del aceite.


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3.- Resumen del método1. Recibir la muestra para su análisis.2. Trasegar la muestra llenando en una probeta limpia de 250 ó 500 ml. 3. Colocar la probeta en posición vertical en un lugar libre de corriente de aire4. Colocar el hidrómetro y termómetro dentro de la muestra5. Bajar el hidrómetro lentamente dentro de la muestra hasta obtener estabilidad6. Tomar la lectura en el punto en el cual la superficie del líquido corta la escala del hidrómetro7. Registrar la lectura del hidrómetro y corrija en tablas con respecto a temperatura, reportando como

°API8. Tomar la temperatura de la muestra en forma inmediata en grados Fahrenheit

°F = (°C*1.8)+329. Registrar la lectura del termómetro10. Realizar cálculos de densidad relativa y gravedad API

El valor °API se sustituye en la formula: 60/60 = 141.5 / (°API + 131.5)

Y para obtener la densidad relativa en 20 / 4, restamos 0.0028 ó 0.0029 (si es ligero ó pesado) del valor obtenido de la formula anterior.

11. Elaborar reporte de informe de resultados

Nota: Las tablas de corrección para volumen y densidad (densidad relativa), gravedad API (gravedad específica), se basan en la expansión promedio de un número de materiales típicos. Sin embargo, los mismos coeficientes de la tabla fueron usados por base de cómputo y de tablas, las correcciones hechas sobre los mismos intervalos de temperatura minimizan errores de posibles diferencias entre los coeficientes de materiales bajo prueba y los coeficientes estándar. Estos efectos llegan a ser más importantes cuando las temperaturas difieren considerablemente de 15°C (60°F).

4.- Significado y usoLa determinación exacta de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API del

petróleo y sus derivados es necesaria para la conversión de volúmenes a las temperaturas estándar de 15°C o 60°F.

La densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API, es un factor que rige la calidad del petróleo crudo, el precio del petróleo crudo se establece frecuentemente por el valor de sus grados API. Sin embargo, esta propiedad del petróleo es una indicación incierta de su calidad a menos que esté relacionada con otras propiedades.

El aparato del hidrómetro es más adecuado para determinar la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de líquidos transparentes. También puede utilizarse para aceites viscosos dejando suficiente tiempo para que el hidrómetro alcance su equilibrio, o para aceites opacos empleando una corrección adecuada del menisco.

5.- Aparatos


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Hidrómetros.- De vidrio, graduado en unidades de densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API como se requiera y conforme a las especificaciones de ASTM o del Instituto de Normas Británicas.

Termómetros.- Teniendo rangos (-20ª + 102), citando uno de ellos y conforme a las especificaciones de la Sociedad Americana para pruebas y Materiales o del Instituto del Petróleo (IP).

Probeta.- Construida de vidrio transparente, de plástico o metal. Por conveniencia para vaciar, la probeta puede tener una boquilla en el borde. El diámetro interno de la probeta será de por lo menos 25mm mayor que el diámetro exterior del hidrómetro usado. La altura de la probeta deberá ser tal que cuando el hidrómetro flote libremente en la muestra, queden por lo menos 25mm de espacio entre el hidrómetro y el fondo de la probeta.

Las probetas construidas de materiales plásticos deberán ser resistentes a la decoloración y a los ataques de muestras de aceite y no deberán opacarse bajo condiciones prolongadas de luz solar o muestras de aceite.

Baño a temperatura constante.- Para usarse cuando la naturaleza de la muestra requiera una temperatura muy arriba o muy debajo de la temperatura del ambiente o cuando los requerimientos no se conozcan.

6.- Precisión y Exactitud. Precisión.- La precisión del método se determinó por examen estadístico de resultados de ínter laboratorio. Exactitud.- Las determinaciones de exactitud, está, empezándose a desarrollar para este método de prueba.

DETERMINACIÓN DEL PORCENTAJE DE AGUA Y SEDIMENTO POR CENTRIFUGACIÓN Método ASTM D – 4007

1.- Resumen del método de prueba.Volúmenes iguales de aceite combustible y tolueno saturado con agua se colocan en un tubo para

centrífuga de forma cónica. Después de la centrifugación, se leen los volúmenes de agua y sedimento el estrato de mayor gravedad sedimenta en el fondo del tubo.

2.- Significado.El contenido de agua y sedimento del aceite combustible es significativo porque puede causar

corrosión de equipos y problemas en el proceso. La determinación del contenido de agua y sedimento se requiere para medir exactamente volúmenes netos de aceites para venta, intercambios y transferencias de custodia.

3.- Reactivos.Tolueno (Peligro-Inflamable vapores dañinos) de acuerdo a las especificaciones D 362 o a las

especificaciones IP para tolueno que será utilizado como solvente.El solvente deberá saturarse con agua a la temperatura ambiente, pero deberá estar libre de agua

suspendida. Esto puede realizarse por la adición de 2 ml de agua por 1000 ml de solvente. Agitando ayuda a la saturación, pero repose el tiempo que sea necesario para asegurar que el solvente este libre de agua suspendida antes de usarse.

Nota: Algunos aceites requieren otros solventes o combinación de solventes con desenmulsificante. Estos es un acuerdo entre el vendedor y el comprador.

4.- Aparatos.


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Centrifuga. Una centrifuga capaz de girar con dos o mas tubos llenos de forma cónica para centrifugas de 203 mm (8 pulg.) a una velocidad tal que pueda ser controlada para dar una fuerza centrifuga relativa (RFC) de entre 500 y 800 hasta la punta de los tubos que se estén utilizando.

La cabeza giratoria, anillos empaque y las copas, incluyendo los amortiguadores deberán ser construidos seguramente para soportar la máxima fuerza centrifuga que libera la fuente de poder. Los anillos empaque y amortiguadores de las copas deben soportar firmemente los tubos cuando la centrifuga esta en movimiento. La centrifuga deberá estar cerrada por una cubierta metálica o caja bastante resistente para eliminar el peligro en caso de que ocurra algún rompimiento.

Tubos para centrifuga. Cada tubo para centrifuga deberá ser de 203 mm (8 pulg.) de forma cónica y de vidrio resistente. La graduación de los números deben ser claros y distinguirse, y la boca debe tener una forma que pueda ser tapada con un corcho.

5.- Procedimiento.1. Verificar que se cuente con los siguientes reactivos: Tolueno saturado (con 48 horas recomendadas

de equilibrio), Desenmulsificante.2. Tomar dos tubos de la centrifuga y llenarlos hasta 50 ml con la muestra de petróleo crudo del

contenedor.3. Agregar con una pipeta 50 ml de tolueno saturado con agua a 60° C + 3° C.4. Añadir 3 gotas de solución de desenmulsificante a cada tubo, agitando vigorosamente para mezclar,

destapando para liberar la presión5. Tapar los tubos invirtiéndolos las veces necesarias para que la muestra y el solvente formen una

mezcla uniforme.6. Observe que en casos donde el aceite crudo es muy viscoso y se dificulte la mezcla con el solvente,

el solvente se puede agregar primero al tubo y después la muestra, debe tener cuidado al llenar el tubo con la muestra que esta no pase la marca de 100 ml del tubo de centrifuga.

7. Colocar los tubos dentro de la centrifuga y centrifugarlo por 10 minutos a 1750 rpm.8. Detener la centrifuga rápidamente; retirar los tubos, leer y registrar el volumen combinado de agua

y sedimento de cada tubo cercano a 0.05 ml en mediciones de 0.1 a 1.0 ml y lo mas cercano a 0.1 ml debe estimar lo mas cercano a 0.025 ml.

9. Regresar los tubos a la centrifuga y centrifugar nuevamente por 10 minutos a la misma velocidad (1725 rpm.).

10. Repite la operación hasta que el volumen combinado de agua y sedimento permanezca constante en dos lecturas consecutivas. El agua y el sedimento se multiplican por 2, y el resto es el porcentaje de aceiteNota 1: no siempre va a dar lectura de agua., pero si se tiene lectura, realizar análisis de clorurosNota 2: si la lectura del sedimento es menor a 0.1 % se deberá reportar como trazas

11. Registrar el volumen final de agua y sedimento de cada tubo en la bitácora de análisis que corresponda, si la diferencia entre las dos lecturas es mayor que una subdivisión del tubo de centrifuga, el procedimiento debe realizarse nuevamente.

12. Expresar la suma de las dos lecturas como por ciento en volumen de agua y sedimento.

DETERMINACIÓN DE CLORUROS DEL PETROLEO


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Con una pipeta tome 0.1 ml. del contenido del agua vierta este volumen en un vidrio de reloj y adicione 3 gotas de cromato de potasio. titule con nitrato de plata 0.017 N el gasto multiplicuelo por 1000 y obtendrá las ppm Con una pipeta tome 0.1 ml. del contenido del agua, se coloca directamente en el papel

indicador para obtener el pH.

Los valores que faltan por reportar según el formato son presión en TP, TR y Diámetro de abertura de válvula de estrangulación, y estos son proporcionados por el personal de producción.


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P E R F O R A C I O N C I E G A

Consiste en la perforación sin circulación de fluidos ni acarreo de recortes de la formación a la superficie y con bombeo de agua de mar y baches de lodo.

A continuación se describe la manera y las condiciones en que se efectúa la perforación.

B O M B E O D E A G U A D E M A R .

1.-con bomba centrifuga mezcladora de lodos durante las 24 horas, bombear agua de mar al espacio anular por medio de la línea de llenado del tanque de viajes; succionando agua de mar de la presa de lodos no 3.

2.- con bomba del equipo con gasto de 220 gpm, Durante los viajes, conexiones y los tiempos de espera, bombear agua de mar al espacio anular a través de la manguera de matar del carrete de trabajo; succionando agua de mar de la presa de lodos no.3.

3.- con ambas bombas del equipo y a 315 gpm a cada bomba (gasto de 60 gpm por pulgada de diámetro de barrena) se perfora a gasto máximo con agua de mar; succionando agua de mar de la presa de lodos no.3.

4.- con unidad de alta presión, substituyendo cualquiera de las bombas anteriores en caso de quedarse fuera de servicio, se bombeara agua de mar al pozo.

O T R A S O B S E R V A C I O N E S .

1- en caso de flujo del pozo se cierran preventores y se regresan fluidos a la formación con agua de mar.

2.- tomar registros eléctricos con herramientas TLC.3- analizar con detenimiento la introducción de canastas colectoras y otras herramientas de muestreo especiales al pozo.

P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

En la sección horizontal, el flujo turbulento se ha propuesto como el perfil de flujo mas adecuado para transportar sólidos. Sin embargo, en muchos casos este tipo de flujo puede ser imposible de obtener debido a limitaciones en el caudal de bombeo, excentricidad de la tubería o ensanchamiento del agujero, el caudal causa una disminución en la velocidad anular. Además, en situaciones cuando las condiciones del pozo son inestables, como arenas poco consolidadas o formaciones muy fracturadas, el flujo turbulento pierde su atractivo, para conseguir este perfil con las velocidades anulares comúnmente utilizadas se requiere un fluido de baja viscosidad, el cual permite el rápido asentamiento de sólidos en condiciones estáticas. Sin embargo, esta situación puede ser nociva. Cuando el fluido comienza a moverse, los sólidos que se han asentado tienden a desplegarse a lo largo del fondo en forma de olas o medanos, esta acumulación de sólidos puede, además de aumentar la torsión, y el arrastre y evitar que se aplique todo el peso sobre la barrena, ocasionar movimientos erráticos de la tubería y cambios en la dirección del pozo.


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Para prevenir la acumulación de sólidos cuando no se esta circulando se necesitan altas propiedades de suspensión y disminuir el asentamiento desde el principio o cuando se empieza a levantar el ángulo, preferiblemente cuando la desviación se encuentra entre los 45 grados y a los 60 grados de desviación, de esta manera se pueden evitar problemas asociados con una limpieza de pozo inadecuada.

La eficiencia del flujo se basa principalmente en la reología la viscosidad se obtiene donde se necesita, en el espacio anular donde las velocidades de corte son menores, una viscosidad alta resulta en un mejor acarreo de sólidos.

Esto resulta en una marcada reducción en las perdidas por fricción lo cual permite transmitir una mayor cantidad de energía hidráulica al motor de fondo y a la barrena para optimizar tanto la eficiencia de la operación como la velocidad de perforación y con esto resumimos que tenemos:

Un mejor rendimiento de los motores de fondo y velocidades de perforación más rápidas debido a una eficiencia hidráulica superior.

Mejor acarreo de recortes y propiedades de suspensión de fluidos superiores, para reducir los aprisionamientos de tubería.

Menor acumulación de sólidos en el espacio anular mejorando así la lubricidad y permitiendo que la tubería se mueva sin obstáculos y evitando pegaduras por diferencial

Una disminución en la presión de circulación hasta en un 35%.

La aplicación directa y predecible de peso sobre el fondo.

El fluido que retorna a la superficie, lo hace con un aporte constante de recorte, cuando se suspende la circulación, los sólidos y materiales densificantes presentes en el anular, van a mantenerse en suspensión mas fácilmente a causa de la viscosidad más alta que resulta en condiciones estáticas.

No olvidar que la suspensión de sólidos durante periodos estáticos es mas critica en la sección horizontal que en la vertical

En términos generales son las condiciones del pozo las que deben dictar la necesidad de incrementar las condiciones reológicas, además de tener encuentra la circulación necesaria para la limpieza optima y así realizar los cambios de conexión sin en mayor peligro de atrapamiento, así mismo como mantener las presiones de bombeo dentro del rango para no inducir perdidas de circulación y así quedar atrapados y ocasionar problemas mas severos o hasta la perdida del pozo.


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CAMBIOS DE PROPIEDADES DEL LODOLos cambios en las propiedades del Lodo son una indicación de que algo anormal sucede:


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CONTAMINACIONES DEL LODOTRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS A BASE AGUA CONTAMINADOS

Cada contaminante va a causar una serie de cambios en las propiedades del lodo que son característicos. La importancia de analizar el lodo de una manera constante es importante ya que la detección y tratamiento inmediato de un contaminante puede ser la diferencia entre perder un pozo u operar de una manera normal. La primera defensa para la detección de una contaminación en potencia es un análisis periódico de la densidad y de la viscosidad de embudo de un fluido. En caso de observar algún cambio de significación se deberá hacer un TEST completo para identificar al contaminante y tratar el sistema de una manera inmediata. Entre las contaminaciones comunes tenemos:

1.- CONTAMINACION POR CLORURO DE SODIO: La contaminación con sal puede provenir del agua que se usa para mezclar el fluido, perforación de domos salinos ó flujos de agua salada.

La sal como contaminante no puede extraerse del fluido por medios químicos. El efecto dañino de la sal en los Lodos no es tanto la reacción química de los iones sino el efecto electrolítico, el cual cambia la distribución de la carga eléctrica en la superficie de las arcillas y promueve la floculación de lodos levemente tratados. Esta floculación ocasiona aumentos en las propiedades reológicas y la pérdida de filtrado

A medida que se encuentren mayores cantidades de sal, los iones Na+ y Cl-, tienden a agruparse en la superficie de las arcillas y por medio de reacción de masa tienden a deshidratar los sólidos reactivos del Lodo. El encogimiento de las arcillas debida a la deshidratación puede entonces ocasionar un aumento en la viscosidad con un aumento de la perdida del filtrado.

Como la sal en un lodo no se puede precipitar por medios químicos, su concentración solo se puedereducir por medio de dilución con agua dulce.

IDENTIFICACION*. Gran incremento de cloruros en el filtrado.*. Disminución de Pf, Mf y pH.

La contaminación de sal en un lodo a base agua causa un incremento en la viscosidad plástica y aparente, punto cedente, fuerzas de gel, filtrado y disminución del pH.

El contenido del ión cloruro del filtrado aumentara y la alcalinidad, Pf, disminuirá.Un flujo de agua salada puede ser detectado por el incremento en el volumen del lodo en las presas de

lodo, incremento en el contenido de ión cloruro, incremento en las emboladas por minuto de las bombas de lodo y disminución en la presión de bomba. Si la densidad del lodo es mayor que la densidad del agua salada la densidad del lodo disminuirá.

TRATAMIENTO*. Diluir.*. Ajustar pH.*. Utilizar dispersantes.**. Ajustar filtrado con polímeros.*. Si la contaminación es muy severa cambiar a lodo salino.


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Cuando nos encontramos un flujo de agua salada debemos subir la densidad del lodo para contener el flujo si se puede. El tratamiento incluirá dispersantes para reducir las propiedades reológicas, soda cáustica para aumentar el pH y un reductor de filtrado, además de dilución con agua dulce si el contenido de sólidos arcilloso es alto.

Cuando perforamos una formación evaporita, el lodo comienza rápidamente a saturarse, y esto da como

resultado una sección lavada en el hoyo. Si un lodo salado fuese preparado antes de perforar la formación evaporita, este lavado seria menor.

2.- CONTAMINACIÓN CON CALCIO.

El ión calcio es un contaminante principal de los lodos a base agua. Este puede introducirse en el lodo

por medio de agua, formaciones de yeso o anhidrita o al perforar cemento.La contaminación con calcio cambia drásticamente la naturaleza de los sistemas de agua dulce con Base

Arcilla. El ión calcio tiende a reemplazar los iones de sodio por medio de un cambio de base lo cual resulta en la floculación y no dispersión de las partículas de arcilla. La capa de agua entre las partículas de arcilla es reducida resultando en un grado menor de hidratación e hinchamiento. El efecto de la contaminación de calcio de los lodos Base Agua es un incremento de las propiedades reológicas, aumento de la perdida de filtrado, así como un aumento del contenido de iones calcio e incremento del pH (cemento) o disminución del pH (yeso). La severidad de la contaminación de calcio o magnesio dependerá de la cantidad del ión contaminante, el contenido de sólidos y la cantidad de productos dispersantes presentes en el lodo.

2.1.-CONTAMINACION POR YESO Ó ANHIDRITA.

El yeso y la anhidrita son compuestos de sulfato de calcio que se encuentran en algunas perforaciones.

El yeso es sulfato de calcio hidratado mientras que la anhidrita es sulfato de calcio sin agua. El sulfato de calcio causara agregación y floculación en un lodo base agua, al mismo tiempo causara un incremento de las propiedades reológicas, filtrado y disminución de pH. El sulfato de calcio parcialmente soluble incrementara la dureza y el contenido de sulfato en el filtrado, Este Yeso se encuentra en secciones gruesas en intercalaciones, en el agua componente, intercalada tanto en sedimentos, como en rocas evaporíticas y algunas veces como “CAPROCK” (CASQUETE) de un domo salino Si se utiliza un lodo en base calcio, la contaminación con sulfato de calcio será pequeña o no afectara las propiedades del lodo.

IDENTIFICACION*. Reducción del pH.*. Reducción de Pf y Mf.*. Incremento de Pm.*. Incremento de calcio en el filtrado.

La contaminación del sulfato de calcio es similar a la de cemento debido a que ambas producen ión


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Calcio que tiende a causar floculación y se diferencia del cemento en que no aumenta el pH ya que suple un radical de sulfato y no hidrófilo. El radical sulfato ayuda a la floculación aunque en grado mucho menor a los iones de calcio. A medida que la concentración de sulfato de calcio aumenta y la solubilidad del calcio se aproxima al límite aproximadamente 600 ppm de Ca++, ocurre un cambio de base que directamente afecta la bentonita en el lodo y las propiedades tanto de filtración como de reología tienden a aumentar y a ser difíciles de controlar.

TRATAMIENTO*. Tratar con Soda Ash según ppm de contaminante.*. Usar dispersantes.*. Agregar agua si es necesario.

Cuando aparezca el problema de contaminación con sulfato de calcio, hay varias maneras de combatirlo. El fluido puede mantenerse como lodo de bajo calcio, precipitando el calcio en solución, o se puede hacer la conversión a un lodo a base de yeso. Para pequeñas cantidades de contaminación de sulfato de calcio, la extracción química puede fácilmente efectuarse con carbonato de sodio (Soda Ash).

Aproximadamente 1 kg/m3 de Soda Ash son suficientes para precipitar 500 ppm. de ión de calcio.

La reacción que ocurre es más o menos la siguiente: Na2CO3 + CaSO4 CaCO3 + Na2SO4

El calcio es precipitado como Carbonato de Calcio insoluble (Caliza)Debido a que el sulfato de sodio producido en esta reacción puede resultar en un aumento de la reología,

es aconsejable utilizar un dispersante para reducir la viscosidad y los geles. Nota: Si se agrega Soda Ash en exceso, se forma Sulfato de Sodio (soluble) y tiende a formar y vigorizar una gelatinosidad llamada “Ash Gel” (Gelatinosidad de Ceniza), la cual es alta y progresiva

2.2.- CONTAMINACION CON CEMENTO

En la mayoría de las operaciones de perforación ocurre contaminación con cemento una o más veces cuando se cementa la tubería de revestimiento y se perforan los tapones de cemento. El grado de contaminación y la severidad con que afectara las propiedades del lodo dependen de muchos factores, como contenido de sólidos, tipos de concentración de dispersantes y cantidad de cemento incorporado.

El cemento contiene compuestos de silicato tricalcico, silicato de calcio y aluminato tricalcico, todos los cuales reaccionan con agua para formar grandes cantidades de hidróxido de calcio. Es la cal que produce el cemento al reaccionar con el agua la que causa la mayor dificultad en la contaminación con cemento.

IDENTIFICACION*. Gran incremento del pH.*. Gran incremento de Pm.*. Alto contenido de Calcio en el filtrado.*. Altos valores de geles.

La contaminación con cemento causara: Aumento de la reología, pH de filtrado. La alcalinidad, Pf, y el contenido de calcio en el filtrado también aumentara, y el revoque será grueso y esponjoso.


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Cuando el cemento esta ya seco, como 10% queda libre para la contaminación, mientras que si este esta suave más o menos el 50% del mismo se dispersa con capacidad de reacción.

TRATAMIENTO*. Agregar Bicarbonato según sea necesario 0.000735 lpb por ppm de calcio.*. Utilizar dispersantes.*. Agregar agua si es necesario.*. Si la contaminación es severa se deberá cambiar a un lodo alcalino.

Cuando tratamos una contaminación con cemento es necesario hacer dos cosas:Reducir el pH y remover el calcio soluble. Un procedimiento común para tratar la contaminación con

cemento y dispersar las arcillas floculadas es remover el calcio con bicarbonato de sodio, y al mismo tiempo bajar el pH y tratarlo con un dispersante orgánico.

La reacción es la siguiente:

Ca(OH)2 + NaHCO3 CaCO3 + NaOH + H2O

Para extraer químicamente 100 mg/Lt de calcio proveniente de la cal, se requiere aproximadamente 0.0735 LPB de bicarbonato de sodio. Se debe considerar también el contenido de sólidos de baja gravedad, ya que un alto contenido de sólidos arcillosos es causa primordial de la floculación del sistema al ser contaminado por cemento

3.- CONTAMINACION POR ALTAS TEMPERATURAS.

En los lodo a base agua, cuando se incrementas la temperatura, aumenta la velocidad de las reacciones químicas entre los muchos componentes de estos fluidos.

En lodos contaminados con sal, cemento y cal, el aumento en la temperatura produce serios daños en sus propiedades, resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones.

La degradación térmica ocurre por distintos mecanismo como la hidrólisis (reacción de una sal para formar un ácido y una base) o la reacción entre dos o más componentes del lodo. La velocidad de degradación depende de la temperatura ya que todos los aditivos químicos tienden a sufrir degradación entre 250 a 400 °F, y por otra parte a elevadas temperaturas un pequeño incremento en la misma resulta en una rápida degradación del material. Muchos de los aditivos y dispersantes para controlar la perdida de filtrado fracasan o llegan a ser inefectivos a medida que la temperatura aumenta.

IDENTIFICACION*. Incremento del filtrado.*. Incremento del contenido de sólidos.*. Disminución del pH.*. Disminución de la alcalinidad.

Para prevenir la degradación térmica se recomienda:

a- Evaluar los aditivos a la máxima temperatura de fondo registrada.b- Utilizar un mantenimiento adecuado al lodo.c- Mantener un pH sobre 10 y eliminar el uso de aditivos poco resistentes a altas temperaturas.


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d- Mantener el porcentaje de agua óptimo en el lodo.e- Utilizar productos resistentes a temperaturas elevadas.f- Efectuar pruebas pilotos (añejamiento) en el campo para optimizar el uso de aditivos químicos.

TRATAMIENTO*. Agregar un estabilizador para altas temperaturas (PTS 200, etc.).*. Incremento de la concentración de dispersantes.*. Reducir al mínimo la adición de bentonita.

4.- CONTAMINACIÓN CON GAS COMBUSTIBLELa contaminación con gas ocasiona la disminución de la densidad del lodo, a momento del volumen

de los tanques activos, y disminución de la eficiencia volumétrica de las bombas.Para tratar el lodo es necesario circularlo a través del desgasificador, mantener baja la gelatinización para ayudar a la desgacificación del lodo y mantener el peso del lodo en el tanque de succión.

5.- CONTAMINACION CON GAS SULFHIDRICO La contaminación con gas Sulfhídrico, dependiendo de su concentración, es uno de los problemas

mas graves de la industria petrolera, por lo que los procedimientos para su control o prevención involucran a todos los elementos humanos en el pozo.

Sobre la tubería de perforación origina problemas graves de corrosión y fragilización del acero y sobre las personas puede ocasionar la perdida de la vida.

Las observaciones durante la operación del pozo serán, en obscurecimiento del fluido, aspecto floculado, aspecto obscuro en la sarta de perforación, olor característico a huevo podrido (baja concentración)

El efecto sobre las propiedades Físico – Químicas se darán en un incremento de las propiedades reológicas, incremento en el filtrado, un enjarre grueso, reducción drástica del pH y la alcalinidad,

1.- Las acciones correctivas, empiezan tomando todas las medidas de seguridad establecidas para el manejo de gas Sulfhídrico, de acuerdo al plan de contingencia.

2.- Agregar la cantidad recomendada de Sosa Cáustica para que sirva como defensa para prevenir la contaminación del lodo, si el pH llegara a ser menor de 8 y aumentarlo a pH 12 para convertir los bisulfuros (HS-) en sulfuros (S=). según la reacción

HS- + NaOH S= + Na+ + H2O3.- Agregar Oxido de Zinc de 2.7 a 5.7 kg/m3 por el embudo lenta y uniformemente en un periodo

de dos ciclos de circulación, según la reacción:Zn3O4 + 6 H2S 3ZnS2 + 4 H2O + 2 H2

NOTA: se hace la aclaración que 1 kg/m3 de Oxido de Zinc secuestra aproximadamente 150 ppm de H2S4.- agregar barita si es necesario para ajustar la densidad de trabajo.5.- agregar polímero reductor de filtrado para ajustarlo a su valor de trabajo.

6.- CONTAMINACION CON CARBONATOS Y BICARBONATOSEn algunos casos, cantidades considerables de carbonatos y bicarbonatos solubles pueden

contaminar un Lodo. Estos iones pueden afectar adversamente las propiedades del fluido de la misma manera que la sal del sulfato de sodio. El carbonato puede originarse de un tratamiento excesivo contra el calcio ó el cemento, de la formación en si, o de la reacción entre el CO2 y la Soda Cáustica.

Las propiedades reológicas son afectadas de 2 maneras, cuando la alcalinidad del lodo proviene de CO3

= ó HCO3- . Primero el carbonato y el bicarbonato en presencia de arcillas causan un incremento en

los geles y el punto cedente. Cuando existe una contaminación fuerte de carbonatos y bicarbonatos se


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crea una situación donde el Pf, pH y la fase Sólida parecen ser apropiados. Sin embargo la viscosidad y la perdida de filtrado no responden a tratamientos químicos.

CONTAMINACION POR BICARBONATO DE SODIO

IDENTIFICACION TRATAMIENTO*. No aparece calcio en la titilación. *. Incrementar pH hasta 9.5*. Bajo Pf. *. Determinar los EPM de carbonatos y tratar con cal a fin *. Gran incremento del filtrado. de eliminar Ion contaminante.*. Incremento brusco del Mf. *. Agregar dispersantes para mejorar la reología del lodo.*. Altos geles progresivos. *. Agregar agua si es necesario.

CONTAMINACION POR CARBONATOS

IDENTIFICACION TRATAMIENTO*. Altos geles progresivos. *. Agregar cal.*. Alto filtrado. *. Agregar dispersantes.*. Alto Pf y Mf. *. Agregar agua si es necesario.*. No aparece calcio en la titulación.

Estas contaminaciones causan más o menos los mismos problemas que el caso de las contaminaciones por calcio y se tratan agregando calcio en solución para precipitarlo como CaCO3. Como regla común si Mf llega a más de 5, es una buena indicación de que hay suficientes carbonatos y bicarbonatos para crear problemas en el control del lodo. Los tratamientos para la contaminación de carbonato y bicarbonato deben ser precedidos de un análisis a fondo de las alcalinidades del filtrado, pH y la concentración de calcio.

La exactitud en la titulación y las reacciones de los tratamientos es de hecho menor en lodos con alto contenido de dispersantes orgánicos, debido a la interferencia que presentan los ácidos orgánicos. Por esta razón, pruebas piloto completas y detalladas deben efectuarse para determinar la mejor manera de resolver el problema. Al añadirle cal al Lodo, se presenta el peligro de que a alta temperatura y con lodos de alta densidad, se formen sales calcicas o ácidos Humicos, que disminuyen la capacidad de controlar la perdida de filtrado a alta temperatura y presión, si el coeficiente PPM HCO3

- / PPM Ca++ < 3 deberá agregarse Soda Cáustica para aumentar el pH a 9.4 aprox. esto convertirá el bicarbonato de calcio a Carbonato de calcio y Carbonato de Sodio.

En este caso se debe agregar yeso ó cal, además de cromolignosulfonato o lignito, para la defloculación.

Si el pH es menor de 9.4 y el coeficiente PPM HCO3- / PPM Ca++ >3 no será necesario agregar Soda

Cáustica. Se agrega cal para precipitar el HCO3- , además de agregar lignito y cromolignosulfonato para

estabilizar las propiedades reológicas y de filtración.Si el pH es mayor de 9.4, prácticamente todo el bicarbonato ha sido convertido a carbonato y solo requerirá tratamiento con cal o yeso. Los cromolignosulfonatos deben usarse para el control reológico según sea necesario.

La presencia de los iones OH- , CO3- o la combinación de estos, puede verificarse relacionando los

valores de la alcalinidad Pf y Mf de la siguiente forma:

OH - (ppm) CO = (ppm) HCO3 (ppm)


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Pf = 0 0 0 1200 MfPf = Mf 340 Pf 0 02Pf = Mf 0 1200 Pf 02Pf < Mf 0 1200 Pf 1200 (Mf-2Pf)2Pf > Mf 340 (2Pf-Mf) 1200 (Mf-Pf) 0

Todas las contaminaciones normalmente incrementan la reología en los lodos a base agua por lo que debe determinarse el Ion contaminante a fin de no realizar tratamientos innecesarios e improductivos.

Las fuentes de carbonatos y bicarbonatos son las siguientes:

El dióxido de carbono (CO2) del aire se incorpora en el lodo a través de las tolvas mezcladoras del lodo en los tanques de lodo y mediante las descargas de los equipos utilizados para mezclar el lodo y eliminar los sólidos al disolverse el CO2 se transforma en ácido carbónico (H2CO3) y es convertido en bicarbonatos (HCO3) y/o carbonatos (CO3) según el pH del lodo

Los excedentes de carbonato de sodio que resultan del tratamiento de la contaminación de cemento o yeso.

El gas CO2 proveniente de la formación y agua de formación. Bicarbonatos y/o carbonatos de los productos secundarios de la degradación térmica del lignosulfonato

y del lignito a temperaturas mayores a 325 °F. Algunas baritas impuras contiene iones carbonato y bicarbonato.

Las siguientes ecuaciones químicas ilustran la manera en que el CO2 se disuelve para formar ácido carbónico (HCO3) y/o carbonatos (CO3) según el pH del lodo. Estas ecuaciones químicas son reversibles de acuerdo con el pH del lodo. Por lo tanto, el CO3 puede transformarse de nuevo en HCO3 o incluso en CO3, si se permite que el pH disminuya.

CO2+H2O -------- H2CO3

H2CO3+OH ----- HCO3 + H20HCO3 ------------ OH ------ CO3 + H2O

Esto también esta ilustrado gráficamente en la figura 3 la cual muestra la distribución del ácido carbónico (H 2CO3) del bicarbonato (HCO3) y de los carbonatos (CO3) con relación con el pH.

Usando el análisis químico para identificar el contaminante en carbonatos y bicarbonatos

El método del pH/Pf usado para la realización del análisis de carbonatos y bicarbonatos esta basado en la cantidad de ácido sulfúrico 0.02 n requerida para reducir el pH de una muestra de filtrado de lodo a partir de un pH existente hasta un pH de 8.3. Esto cubre un rango de pH en el cual los hidroxilos y carbonatos existentes. La tabla no. 1 muestra que cuando hay carbonatos, se requiere rangos de sosa cáustica para lograr los rangos típicos de pH de los fluidos de perforación y que la Pf correspondiente también sea baja.Esta diferencia entre el valor de Pf cuando existen carbonatos y una medida de pH de la concentración de hidroxilos hacen que sea posible calcular la concentración de carbonatos y bicarbonatos. Una vez que se conoce la


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concentración de carbonatos se puede calcular la concentración de calcio requerido para separar los carbonatos por precipitación.

Ph NaOH (lb/bbl) Pf OH7 0.0000014 0.000005 0.00178 0.000014 0.00005 0.00179 0.00014 0.0005 0.1710 0.0014 0.005 1.711 0.014 0.05 1712 0.14 0.5 17013 1.4 5 1 70014 14 50 17 000

El método de Pf/Mf utilizado para realizar el análisis de carbonatos / bicarbonatos esta basado en la cantidad (ml) de ácido sulfúrico 0.02 n requerido para reducir el pH de una muestra de filtrado de lodo, desde un pH existente hasta un pH de 8.3 y un pH de 4.3 respectivamente. Este rango también cubre el rango de pH en el cual existen los carbonatos y bicarbonatos y ácido carbónico. Como se menciono anteriormente cuando no hay carbonatos se requiere de muy poca sosa cáustica para lograr los rangos óptimos de pH de los fluidos de perforación, y los valores de Pf y Mp son bajos. Sin embargo si los carbonatos / bicarbonatos existen además del hecho de que los iones hidroxilo deben ser neutralizados, el Ion carbonato debe ser convertido en un Ion bicarbonato mediante la adición de ácido sulfúrico para alcanzar el punto final Pf del pH 8.3. Esto aumenta el valor de Pf para un pH equivalente cuando iones carbonato / bicarbonato están presentes., en comparación con un lodo que no contiene iones carbonato / bicarbonato. Cuando todos los carbonatos han sido convertidos en bicarbonatos

7.- CONTAMINACION CON SÓLIDOS

Los sólidos perforados son los peores contaminantes del Lodo y uno de los mayores problemas para el Ingeniero de Lodos. Por consiguiente, deben ser removidos del sistema de circulación lo más pronto y con la mayor eficiencia posible, antes que se fragmenten y dispersen durante la circulación haciendo más difícil su remoción y, por ende, el control de las propiedades del Lodo.

IDENTIFICACION*. Incremento en el contenido de sólidos.*. Incremento del MBT.*.- Disminución de la alcalinidad.

La contaminación con sólidos se reconoce por la alta: densidad, Viscosidad Plástica, Perdida de Filtrado, Presión de Bombeo y la baja tasa de Penetración.Para evitar este problema se debe optimizar los equipos de control de sólidos y mantener una dilución adecuada.

TRATAMIENTO*. Usar al máximo los equipos de control de sólidos.*. Diluir y agregar barita si el peso disminuye.*. Usar dispersantes y soda cáustica.


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CONTROL DE SÓLIDOSSólidos Perforados

Una de las funciones primarias de un fluido de perforación es transportar sólidos perforados desde el pozo. Estos sólidos son contaminantes y, si se dejan en el sistema, pueden causar numerosos problemas en las operaciones. Existen tres maneras de controlar la acumulación de sólidos perforados para mantener las propiedades aceptables del fluido de perforación:

Deje que se acumulen los sólidos. Deseche el fluido cuando haya perdido su utilidad y comience con un fluido nuevo y fresco.

Diluya los sólidos y reacondicione el sistema para mantener las propiedades del fluido dentro de un rango aceptable. Elimine cualquier exceso de fluido.

Retire los sólidos perforados para reducir la cantidad de dilución necesaria y conservar aceptables las propiedades del fluido.

Los beneficios de retirar el exceso de ripios del fluido son:

• Menor costo de tratamiento del fluido• Menor torque y arrastre• Mayores tasas de penetración• Menor pérdida de presión del sistema, lo que genera una menor Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y menos casos de pérdida de circulación.• Se requiere menos agua.• Mejores trabajos de cementación.• Menos “pegamiento” o atascamiento diferencial• Menos desperdicios, lo cual implica un menor impacto ambiental y menos costos de eliminación de desperdicios.• Menos daños a la formación.

Efecto de los sólidos perforados sobre las propiedades del fluido

Se notarán cambios en las propiedades del fluido a medida que aumentan los sólidos indeseables en éste. Dependiendo del tamaño y la forma de los sólidos, la pérdida de fluido puede aumentar o disminuir. En general, la calidad del revoque se deteriorará, es decir, se hará más espeso y más suave. Los cambios que se notarán con mayor rapidez son los de las propiedades reológicas del fluido.La viscosidad plástica se debe principalmente a la fricción mecánica entre las partículas sólidas en el fluido de perforación. La viscosidad plástica depende principalmente del tamaño, forma y número de sólidos que se encuentran en el fluido. Los aumentos progresivos en la viscosidad plástica pueden indicar una acumulación de sólidos perforados.El punto cedente y la resistencia gel indican el grado de fuerza de atracción entre las partículas en el fluido, la cual está relacionada con la distancia entre dichas partículas. Cuando se tienen valores de Punto de Cedencia y de resistencias gel excesivos, generalmente se recomienda un tratamiento con un dispersante o defloculante. A medida que la concentración de sólidos aumenta, estos tratamientos son cada vez menos


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efectivos. En determinado momento, un tratamiento continuo produce un aumento de las propiedades reológicas generales del fluido.

La cantidad de sólidos necesarios para alcanzar ese nivel depende del tamaño de los sólidos. Pueden tolerarse concentraciones menores de sólidos finos. En cambio, la remoción de partículas finas del fluido produce una mayor reducción de la viscosidad que la producida por la remoción de un volumen equivalente de sólidos gruesos, debido a la diferencia en el área superficial.

Cuando los tratamientos químicos para la contaminación de sólidos dejan de ser efectivos, los sólidos deben diluirse a un nivel aceptable o removerse por medios mecánicos. La acción más prudente es remover los sólidos antes que surja un problema con el tratamiento. Este es el trabajo del equipo de control de sólidos del taladro.

Clasificación de las partículas

Los sólidos en los fluidos de perforación pueden clasificarse en dos categorías basándose en la densidad específica (o peso específico) y en el tamaño de las partículas

Densidad específicaLos sólidos clasificados por la densidad específica (S.G.) se dividen en dos grupos:

1. Sólidos de alta densidad, S.G. > 4,2 (materiales densificantes)

2. Sólidos de baja densidad, S. G. de 1,6 a 2,9 (promedio de aproximadamente 2,6). Dichos sólidos incluyen: arena, arcillas, lutitas, dolomita, carbonato de calcio y muchos materiales para el tratamiento de fluidos.

En el fluido que contiene solamente sólidos de alta gravedad o de baja gravedad, la densidad del fluido es una función de la concentración de sólidos. Los fluidos que contienen ambos tipos de sólidos tendrán un contenido total de sólidos que varía entre las concentraciones de alta y baja gravedad necesarias para lograr una densidad particular.

Debido a que algunos sólidos de baja gravedad se utilizan en la mayoría de las preparaciones de fluidos de perforación y aún más se siguen incorporando durante la misma perforación, éste será siempre el caso en un fluido de perforación normal.

Densidad de materiales comunes en campos petroleros

Hematita 5.0Barita 4.0 - 4.5Bentonita 2.3 - 2.7Caliza 2.7 - 2.9Aceite Diesel 0.85Aceite Mineral I0.792Agua Dulce 1.0Arena 2.6 – 2.7


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Tamaño de las partículas

Los sólidos se clasifican de acuerdo al tamaño y se miden en unidades llamadas micrones (m). Un micrón es 1 / 25.400 de una pulgada y 1 / 1000 de un mm. El tamaño de las partículas es importante en el fluido de perforación por las siguientes razones:

1. Mientras más pequeña sea la partícula, más pronunciado es el efecto en las propiedades del fluido.

2. Mientras más pequeña es la partícula, más difícil es remover o controlar sus efectos en el fluido. Las partículas de tamaño coloidal afectan drásticamente las propiedades del fluido.

Es extremadamente importante remover tantas partículas como sea posible en la primera circulación. Las partículas más grandes se convertirán en partículas más pequeñas a medida que reaccionan con el fluido de perforación y circulan a través del sistema.

Tamaño de partícula Clasificación Tamaño dede la partícula malla

Mayor que 2000 Grueso 102000 – 250 Intermedio 60250 – 74 Medio 20074 – 44 Fino 32544 – 2 Ultrafino2 – 0 Coloidal

Equipo mecánico para control de sólidos

La remoción mecánica de sólidos perforados utiliza tres técnicas: (1) tamizado (2) fuerza centrífuga (3) una combinación de las dos primeras. El tamizado es la única técnica que realiza la separación basándose en el tamaño físico de las partículas. El equipo que utiliza la fuerza centrífuga separa los sólidos basándose en las diferencias de la masa relativa. El asentamiento no está considerado como una técnica de remoción mecánica, aunque es un método útil para controlar sólidos.

Una configuración y secuencia adecuadas del equipo de control mecánico son esenciales para un programa de remoción de sólidos exitoso. Una falla en la unidad corriente arriba puede generar una sobrecarga y disminución de eficiencia del equipo corriente abajo. Una secuencia apropiada incluye retornar la fracción deseada del fluido procesado a la siguiente fosa corriente abajo y al equipo correspondiente. Cuando esto no ocurre, la capacidad del equipo para remover los sólidos del tamaño definido se reduce considerablemente.


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Desde la Figura 4-17 a la Figura 4-20 se ilustra la disposición adecuada del equipo para situaciones comunes de perforación. Fíjese que las figuras también indican la posición de los vertederos entre los compartimientos.

La Práctica Recomendada 13C de API contiene lineamientos adicionales para instalar, operar y mantener el sistema de control de sólidos y cada uno de sus equipos.

Dispositivos de las zarandas

Las zarandas son la primera línea de defensa en el sistema de remoción de sólidos. Se ha comprobado que son un método sencillo y confiable para remover grandes cantidades de recortes gruesos del fluido de perforación. En fluidos no densificados, la función de las zarandas es reducir los sólidos que se cargan en el equipo corriente abajo, mientras que en fluidos densificados es el principal dispositivo de remoción de sólidos y se utiliza para remover todos los ripios perforados que son más gruesos que el material densificante. Es básicamente para lograr este último propósito que se desarrollaron zarandas de movimiento lineal y malla fino.Debe emplearse suficiente área de la malla para procesar todo el caudal circulante. El área de la malla y el rendimiento de la zaranda están relacionados con:• La reología del fluido de perforación• La tasa de carga de sólidos (tasa de penetración,diámetro del hoyo y caudal)• La configuración y el tamaño del piso• Las características de la malla• El patrón de vibración y la dinámicaLas zarandas pueden clasificarse por el patrón de la canasta durante un ciclo de vibración. Existen en el mercado tres patrones de vibración:• Circular• Elíptico desbalanceado• LinealSe recomienda utilizar unidades elípticas desbalanceadas y circulares para la arcilla pegajosa (gumbo) o sólidos pegajosos y suaves y como zarandas de primera separación para la remoción de sólidos gruesos. Las unidades con movimiento lineal se emplean para todas las aplicaciones donde se necesita un tamiz fino. Se utilizan los arreglos en cascada para reducir la carga de sólidos en las unidades de malla fino.

Mallas

La selección del tamiz para la zaranda es el factor principal que afecta el rendimiento general de toda la

zaranda.

Dispositivos de tamizado (zarandas)

Las zarandas son la primera línea de defensa en el sistema de remoción de sólidos. Se ha comprobado que son un método sencillo y confiable para remover grandes cantidades de recortes gruesos del fluido de perforación.


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En fluidos no-densificados, la función de las zarandas es reducir los sólidos que se cargan en el equipo corriente abajo, mientras que en fluidos densificados es el principal dispositivo de remoción de sólidos y se utiliza para remover todos los ripios perforados que son más gruesos que el material densificante. Básicamente para lograr este último propósito se han desarrollaron las zarandas de movimiento lineal y Malla fina.

Debe emplearse suficiente área de tamizado para procesar todo el caudal circulante. El área de tamizado y el rendimiento de la zaranda están relacionados con:

• La reología del fluido de perforación• La tasa de carga de sólidos (tasa de penetración, diámetro del hoyo y caudal)• La configuración y el tamaño del piso• Las características del tamiz• El patrón de vibración y la dinámicaLas zarandas pueden clasificarse por el patrón de la canasta durante un ciclo de vibración. Existen en el mercado tres patrones de vibración:• Circular• Elíptico desbalanceado• LinealSe recomienda utilizar unidades elípticas desbalanceadas y circulares para la arcilla pegajosa (gumbo) o sólidos pegajosos y suaves y como zarandas de primera separación para la remoción de sólidos gruesos. Las unidades con movimiento lineal se emplean para todas las aplicaciones donde se necesita un tamiz fino. Se utilizan los arreglos en cascada para reducir la carga de sólidos en las unidades de tamiz fino.

Mallas

La selección del tamiz o malla para la zaranda es el factor principal que afecta el rendimiento general de toda la zaranda.

Entender los factores que afectan el rendimiento de la malla puede ayudar a seleccionar los mismos. Este rendimiento se mide por:1. La separación (tamaño de los sólidos removidos)2. El volumen de líquido (cantidad de líquido transmitido)3. La vida útilDebido a que las zarandas se fabrican con diversa configuración, existe confusión acerca de las características de rendimiento de cada uno de los tipos. Con el fin de establecer un terreno común para comparar las características de separación de los diferentes tamices, la API ha establecido un procedimiento de etiquetado para éstos:

Las etiquetas colocadas a los tamices contienen tres renglones de información:1. La designación del fabricante2. El potencial de separación del tamiz, expresado como puntos “Cutt” de d 50, d 16 y d 84.3. La capacidad de flujo del tamiz se determina a partir de su conductancia y del área total no taponada.

La práctica recomendada 13E de la API contiene un análisis detallado de los procedimientos utilizados para determinar los valores que se incluyen en las etiquetas.


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Centrífugas

La remoción de sólidos a través de dispositivos de fuerza centrífuga depende de la separación de las partículas por su masa. El separador centrífugo somete mecánicamente el fluido a crecientes “fuerzas gravitacionales (G)”, aumentando la tasa de asentamiento de las partículas. Este método separa los sólidos del fluido en fracciones pesadas-gruesas y finas-livianas. Luego se selecciona la fracción deseada y se regresa al sistema. Esta técnica funciona correctamente con fluidos de baja densidad/pocos sólidos y de alta densidad y representa la base de la mayoría de los programas de control de sólidos. Debe recordarse que, con cualquier dispositivo de separación centrífuga, el punto D-50, es decir, el punto al cual un sólido de tamaño determinado tiene 50/50 de probabilidades de ser removido por el flujo interior o un sobre flujo, se ve afectado por el contenido total de sólidos, el peso y la viscosidad del fluido.

Desarenadores

Los Desarenadores comunes en campos petroleros son hidrociclones de un ID. de 12” a 16”. Procesan el fluido que se encuentra inmediatamente por debajo de la trampa de arena y no el proveniente de dicha trampa.

Un desarenador típico consta de suficientes conos para procesar de 125% a 150% de los gpm de la línea de flujo.

Removedores de limo (Desilters)

La mayoría de los removedores de limo que actualmente se utilizan constan de bancos de hidrociclones de 4” de ID. Dicho equipo procesa el fluido que se encuentra por debajo del desarenador. Se utilizan suficientes conos para procesar 150% de la tasa de caudal circulante.

Consejos para el funcionamiento del desarenador y del removedor de limo (Desilter)

1. La mayoría de los hidrociclones están diseñados para funcionar a una presión de múltiple equivalente a aproximadamente 75 pies (35 a 45 psi) de altura. La altura hidrostática está relacionada con la presión y la densidad del fluido mediante la ecuación de presión hidrostática:P = 0.052 × H × Densidad del lodo, donde:P = Presión por pie, psiH = Altura hidrostática, piesDensidad del lodo = densidad del fluido, lb/gal.

El exceso de presión contribuye con el desgaste de la los conos y afecta negativamente el punto de corte.2. La descarga apropiada de los conos es un rociado cónico. La descarga de los conos puede ajustarse girando el mecanismo de ajuste en el ápice de éstos. Es posible que se formen filamentos fibrosos y viscosos cuando el fluido que se va a procesar tiene una cantidad excesiva de sólidos.3. Los conos pueden taponarse y entonces se limpiarán abriendo el ajustador e insertando una varilla de soldadura o algo semejante desde el fondo para remover los sólidos que están bloqueando la descarga. La


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obturación constante de los conos puede deberse a una falla en el equipo de control sólidos corriente arriba, el cual debe revisarse con el fin de asegurar la funcionalidad.

Limpiadores de fluido (Mud Cleaner )

La combinación de hidrociclón y Malla consiste en un equipo de Removedores de limo que están instalados sobre una malla vibratoria con malla fina (una malla de 140 - 200). El flujo interno del removedor de limo se procesa a través del tamiz fino. Las partículas removidas por el tamiz se descargan y el fluido procesado a través del tamiz regresa al sistema activo. El efluente o el sobre flujo del removedor de limo también regresa al sistema activo.

El limpiador de fluidos es principalmente una zaranda con malla fina. Su principal propósito es remover esa porción de partículas de tamaño de la arena o más grandes que pasan a través de la zaranda del equipo de perforación. Lo ideal sería un tamiz con malla 200 en el limpiador de fluido, sin embargo, generalmente se necesita un tamiz de malla 150 a 175 para minimizar las pérdidas de barita. .No se recomiendan los limpiadores de fluido en sistemas de poco peso que puedan utilizar un removedor de limo, porque este último removerá los sólidos más finos. Por otra parte, en sistemas no densificados con fases líquidas muy valiosas, el fluido (fluidos con base de aceite, fluidos con polímeros-KCl, etc.) que se pierde en el removedor de limo es muy costoso. En esos casos, un limpiador de fluido puede ayudar a controlar los sólidos perforados.El limpiador de fluido no es un dispositivo centrífugo y no reemplaza una centrífuga en un sistema densificado. Sin embargo, el dispositivo no llena la brecha si no se utiliza una zaranda Premium con un fluido de perforación densificado.Es posible que las zarandas del taladro sólo puedan utilizar un tamiz con malla 80, el cual remueve los sólidos perforados mayores de 178 micrones.

La centrífuga remueve los sólidos perforados menores de 4 a 6 micrones, de manera que es evidente que una partícula que pase a través de un tamiz con malla 80 quedará retenida en el sistema hasta que se triture a 4 - 6 micrones. El uso de un limpiador de fluido con tamices de malla 200 proporcionará un corte de 74 micrones.

Remover partículas que se encuentren en el intervalo de 74 a 178 micrones con un limpiador de fluido puede producir los siguientes beneficios:

1. La mejor calidad del revoque (sólidos perforados menos gruesos) significa que el revoque será menos permeable y menos poroso. Un revoque de mejor calidad (más delgado y más rígido) puede minimizar el atascamiento diferencial y reducir las fuerzas de fricción entre la sarta de perforación y la cara del pozo.

2. Una menor concentración de sólidos perforados contribuye a lograr mejores propiedades reológicas y a reducir los costos de mantenimiento del fluido.

Centrífugas

La centrífuga de decantación se utiliza para recuperar barita y remover sólidos finos del fluido de perforación.


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Comúnmente se tiene la idea errónea de que las centrífugas separan de la barita los sólidos de baja gravedad. Los sólidos removidos con una centrífuga son partículas muy finas (por debajo de 4,5 a 6 micrones) que tienen un mayor efecto en la reología que las partículas más gruesas. Debido a que las máquinas llevan a cabo la separación basándose en la masa de la partícula, no se discrimina entre partículas de alta gravedad y baja gravedad. Sin embargo, el centrifugado no elimina la necesidad de utilizar agua. Las tasas de dilución disminuirán y puede esperarse una reducción en los costos de mantenimiento del fluido. Las tendencias diarias de la viscosidad plástica pueden proporcionar un indicio de qué tan rápidamente aumenta la concentración de sólidos y pueden utilizarse como una guía para el centrifugado y la dilución, para lo cual también puede emplearse el análisis de la prueba de azul de metileno (MBT) y el contenido de sólidos.

La centrífuga de decantación utiliza un Cono rotatorio para crear una fuerza centrífuga alta con el fin de separar las partículas finas y las gruesas. Un tornillo transportador gira a una velocidad ligeramente menor para remover los sólidos gruesos hacia la salida del flujo interior.

Existen tres tipos básicos de centrífugas de decantación, los cuales están agrupados dependiendo de la fuerza “G”, los rpm., el punto de corte y la capacidad de alimentación.

1. Centrífuga de recuperación de barita - Se utiliza principalmente para controlar la viscosidad. Estas centrífugas funcionan dentro de un intervalo de 1600 a 1800 rpm. y generan una fuerza “G” de 500 a 700. El punto de corte será entre 6 a 10 micrones para sólidos de baja gravedad y de 4 a 7 micrones para sólidos de alta gravedad. Las tasas de alimentación normalmente están entre 10 a 40 gpm dependiendo de la densidad del fluido completo. Esta centrífuga separará la barita por encima del punto de corte y descartará la fase líquida con los sólidos finos restantes.

2. Centrífuga de alto volumen - Se utiliza principalmente para descartar sólidos de baja gravedad del fluido. Su nombre se debe a las tasas de procesamiento que varían de 100 a 200 gpm. El intervalo normal de rpm. es de 1900 a 2200 rpm. Las fuerzas “G” representan un promedio de aproximadamente 800 “G”. El punto de corte obtenido es de 5 a 7 micrones cuando se utilizan fluidos no densificados.

3. Centrífuga de alta velocidad - Se utiliza para removerlos sólidos de baja gravedad de sistemas de fluidos no-densificados y como una segunda centrífuga cuando se emplea un centrifugado dual. Este grupo de centrífugas giran entre 2500 y 3300 rpm. Las fuerzas “G” creadas por dichas unidades varían entre 1200 a 2100 “G”. El punto de corte puede ser tan bajo como 2 a 5 micrones. Las tasas de alimentación varían de 40 a 120 gpm, dependiendo de la aplicación y el fluido a procesar.

El término centrifugado dual proviene del uso de centrífugas consecutivas. El efluente de una unidad de recuperación de barita se utiliza para alimentar la segunda centrífuga. La ventaja de este tipo de operación es que pueden removerse los sólidos finos sin perder la fase líquida.El principio de la centrífuga de decantación se ilustra en la Figura 4-21.

A continuación se presentan los lineamientos sugeridos para las centrífugas de decantación:• Viscosidad del efluente - 35 a 37 seg. /cuarto de galón.• Densidad del efluente - 9,5 a 9a6 lb /gal. (Puede ser mayor si cantidades excesivas de barita son casi coloidales)


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• Densidad del flujo interior - usualmente entre 23 a 23,5 lb m /gal.• Velocidad del Cono - 1600 a 2000 rpm.• Dilución del 25% al 75%. La tasa de dilución aumenta a medida que la viscosidad y la densidad aumentan.• La centrífuga deberá dimensionarse para que procese un mínimo de 10% del caudal máximo esperado.• Porcentaje de los sólidos de baja gravedad removidos normalmente entre 30% y 60%.• Remoción química. El flujo interior de la centrífuga de decantación contendrá entre un 15% y un 30% de los químicos presentes en el fluido de perforación original.• La disminución de volumen está entre un 70% y un 85% del fluido centrifugado. Depende del volumen de sólidos en el intervalo recuperable.

Sistemas de circuito cerrado

Los sistemas de circuito cerrado describen cualquier operación donde no se utiliza una fosa de reserva. Esto se debe comúnmente a restricciones ambientales, pero puede también deberse a limitaciones de espacio, al costo de construir y cerrar una fosa o al costo de la fase líquida. Dependiendo del costo que represente la operación de desechar el exceso de fluido y los ripios, el sistema puede no incluir ningún tipo de equipo adicional en el taladro o quizássea un sistema completo que contenga todos los equipos mecánicos necesarios para lograr una remoción máxima de sólidos y una operación de deshidratación, para completar la remoción del exceso de sólidos.

Con frecuencia el término sistema de circuito cerrado se utiliza equivocadamente para hacer referencia solamente al equipo mecánico de remoción de sólidos. Existe un límite en relación a cuánto se puede utilizar un sistema líquido antes que se tenga que reemplazar debido a la acumulación de sólidos finos. El equipo que existe actualmente para controlar sólidos no puede remover aquéllos que están dentro del intervalo de tamaños coloidales.

El agregar un sistema de deshidratación al procesamiento de sólidos permitirá que el sistema refleje mejor el significado del término sistema de circuito cerrado. Esto se logra removiendo los sólidos que permanecen en cualquier fluido recuperado. La Figura 4-22 y la Figura 4-23 representan la disposición del equipo de remoción mecánica de sólidos en un sistema de circuito cerrado para sistemas de fluido no densificados y densificados, respectivamente.

El sistema de deshidratación funciona desestabilizando el fluido químicamente, produciendo una coagulación de los sólidos y posteriormente floculando químicamente los sólidos. Luego, los líquidos y sólidos “floculados” se separan con el uso de una centrífuga o una prensa de tornillo para lograr la máxima concentración de sólidos en el desecho y la tasa máxima de retorno de líquido sin sólidos al sistema de fluidos.

Las ventajas de utilizar un sistema de deshidratación varían dependiendo del tipo de fluido. Además del beneficio principal de reducir el desecho de desperdicios, también se reduce el mantenimiento de fluido debido a dos razones:

1. La cantidad de sólidos transportados puede controlarse sin depender totalmente de los diluyentes químicos.


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2. Cualquier material soluble en la fase líquida regresará al sistema después del proceso de floculación., Esto reducirá el costo del fluido preparado para reemplazar el fluido que se ha perdido con los sólidos.

Análisis de sólidos

Agua, aceite y sólidos en los fluidos de perforaciónLa función del equipo de control de sólidos consiste en remover del fluido una fracción grande, tanto como sea posible, de los sólidos perforados presentes. En el presente caso el término “posible” tiene la connotación de “económicamente viable”. Debido a que ningún proceso es 100% eficiente, es inevitable la acumulación de sólidos perforados en el fluido de perforación. Es responsabilidad del ingeniero determinar qué nivel de sólidos perforados puede tolerarse en el fluido y establecer el método más “viable” para lidiar con el restante.

El análisis del contenido de sólidos del fluido es una herramienta que utiliza el ingeniero para controlar la acumulación de sólidos en el fluido de perforación. La Práctica Recomendada 13B-1 de API contiene el procedimiento para medir el contenido total de agua, aceite y sólidos en el fluido a partir de datos de retorta. Luego suministra cálculos para establecer las concentraciones de sólidos de alta y baja gravedad presentes en el fluido. A continuación se presenta una versión resumida de dicho procedimiento, el cual solamente se emplea para fluidos de base agua. En la RP 13B-2 de API.

Análisis API de sólidos

Utilizando los volúmenes medidos de aceite y agua a partir de la retorta y el volumen de la muestra del fluido completo original (10 ó 20 cc), calcule el porcentaje en volumen del agua, aceite y el total de sólidos en el lodo.Porcentaje de agua en volumen:Porcentaje de aceite en volumenPorcentaje en volumen de sólidos en la retorta:Con esta información y siguiendo el manual de fluido determinar las concentraciones de sólidos de baja gravedad, Barita, sólidos incorporados, etc.

Rendimiento del sistema de remoción de sólidos

Otra herramienta que emplea el ingeniero para evaluar la efectividad del programa de control de sólidos es una evaluación de la eficiencia del sistema para remover sólidos perforados. Generalmente la eficiencia del sistema de remoción de sólidos perforados (equipo de control de sólidos) es el porcentaje de roca perforada que se ha removido con el equipo. Esto no toma en consideración la cantidad de fluido perdido en el proceso.

Con esta definición, el chorro de fluido daría una eficiencia de remoción del 100%, pero no sería un método práctico debido a la cantidad de fluido de perforación perdido. Así, para describir con mayor exactitud el rendimiento de un sistema, es necesario un término que tome en consideración tanto el porcentaje de roca removida como la cantidad de fluido de perforación perdido.


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El Factor de Dilución se utiliza para describir el Rendimiento del Sistema de Remoción de Sólidos Perforados, el cual se define como todos los procesos empleados durante la perforación de un pozo que remueven los sólidos generados. Dichos procesos incluyen la descarga del fluido completo (incluyendo pérdida de circulación), asentamiento, tamizado, desarenado, remoción de limo y centrifugado.

El Factor de Dilución se calcula monitoreando la cantidad total de fluido base (aceite o agua) que se ha agregado al sistema y registrando la densidad, salinidad y los datos de retorta recolectados durante un intervalo de perforación específico. Los datos se promedian y el factor de dilución se calcula en base al tamaño del hoyo y la longitud del Intervalo. El índice de rendimiento de un sistema de sólidos perforados se calcula y emplea como base para monitorear el desempeño del sistema. El procedimiento que a continuación se presenta se ha extraído de la Sección 1 de la RP 13C de API.

Mida y registre todos los pesos del fluido de la fosa de succión, la salinidad y los datos de los sólidos (retorta) para el intervalo.

Mida y registre el fluido base que se ha agregado al sistema (V bf ).

Determine la Fracción del Fluido Base (F bf ). La Fracción del Fluido Base se calcula a partir de los datos de retorta y de las mediciones de sal, y representa el valor promedio para el intervalo. Es fundamental el método para promediar. Utilice el mismo método si se van a realizar comparaciones entre los intervalos y los pozos.

Calcule el Volumen del Fluido (Lodo) Preparado (Vmb). El volumen del fluido preparado se determina a partir de la Fracción del Fluido Base. V mb = V bf / F bf

Determine la Fracción de Sólidos Perforados (F ds). La Fracción de Sólidos Perforados se calcula promediando los valores de sólidos perforados que han sido calculados a partir de las mediciones de retorta tomadas en diversos puntos en el intervalo. Los estudios de sensibilidad del efecto de la Fracción de Sólidos Perforados en el Factor de Dilución final demuestran que es posible una variación significativa cuando se emplean diferentes métodos para promediar las comparaciones son válidas solamente cuando se utilizan métodos idénticos con este fin.

Calcule el Volumen Excavado de Sólidos Perforados (V ds). El valor se calcula a partir de las dimensiones del pozo, es decir, la longitud y el diámetro.

Calcule la Dilución Total (D t). La Dilución Total se define como el volumen de fluido que se prepararía si no existiese un sistema de remoción de sólidos. En dicho caso, todos los sólidos perforados se incorporarían al sistema de fluido y la dilución sería la única manera de controlar los sólidos. Dilución Total = D t = V ds /F ds

Calcule el Factor de Dilución (DF). El Factor de Dilución es la relación Volumen de Fluido Preparado / Dilución Total. Este factor vendría siendo la relación del fluido utilizado para perforar un intervalo con un sistema de remoción de sólidos comparado con la dilución solamente. Mientras menor sea el factor, más eficiente es el sistema de remoción de sólidos. Factor deDilución = DF = V mb / D t

Calcule el Rendimiento del Sistema de Remoción de Sólidos (SP). SP = (1 - DF) (100)


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INDICE

DENSIDAD01.- INCREMENTO DE DENSIDAD (AGREGADO DE BARITA)


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02.- DISMINUCIÓN DE DENSIDAD POR AGREGAR AGUA Ó DIESEL03.- DENSIDAD PROMEDIO DE LOS SÓLIDOS EN EL LODO04.- DENSIDAD DEL LODO EQUIVALENTE05.- DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN06.- DENSIDAD PARA CONTROLAR POZO07.- DENSIDAD DE FLUIDO INVASOR

VOLUMEN08.- VOLUMEN GENERADO POR AGREGAR BARITA09.- VOLUMEN EN ESPACIO ANULAR10.- VOLUMEN AL INTERIOR DE TP11.- VOLUMEN CIRCULANTE12.- VOLUMEN DESPLAZADO POR LA TUBERÍA 13.- VOLUMEN DEL ACERO PARA LLENADO DE AGUJERO14.- PESO FLOTADO15.- VOLUMEN DEL RECORTE GENERADO Y SU PESO EN TONELADAS

SÓLIDOS16.- CONTENIDO DE BARITA EN EL LODO %17.- % DE SÓLIDOS DIFERENTES A LA BARITA EN EL LODO18.- SÓLIDOS MÁXIMOS ACEPTABLES PARA EL LODO 19.- SOLIDÓS MINIMOS ACEPTABLES PARA EL LODO20.- IMPREGNACIÓN

RELACIÓN21.- CALCULO DE RELACIÓN 22.- AUMENTO DE RELACIÓN ACEITE / AGUA23.- DISMINUCIÓ DE RELACIÓN ACEITE / AGUA

VELOCIDAD24.- VELOCIDAD ANULAR25.- VELOCIDAD ANULAR ÓPTIMA26.- VELOCIDAD CRÍTICA ANULAR27.- VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE RECORTES28.- VELOCIDAD DE CAIDA DE LOS RECORTES (FLUJO TURBULENTO)29.- VELOCIDAD DE CAIDA DE LOS RECORTES (FLUJO LAMINAR)30.- VELOCIDAD EN LAS TOBERAS

TIEMPO31.- TIEMPO DE ATRAZO32.- TIEMPO DE CIRCULACIÓN TOTAL33.- TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO DE LA SARTA

GASTO34.- GASTO DE BOMBA DUPLEX35.- GASTO DE BOMBA TRIPLES36.- GASTO ÓPTIMO Y MINIMO


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PRESIÓN37.- PRESIÓN HIDROSTATICA38.- GRADIENTE DE PRESIÓN39.- GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA40.- PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN41.- PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN42.- ONDA DE PRESIÓN43.- CAIDA DE PRESIÓN

TEMPERATURA44.- GRADIENTE GEOTÉRMICO 45.- TEMPERATURA A UNA PROFUNDIDAD PROPUESTA

VISCOSIDAD46.- VISCOSIDAD MARSH47.- VISCOSIDAD APARENTE 48.- VISCOSIDAD PLASTICA 49.- VISCOSIDAD PLASTICA ÓPTIMA

VARIOS50.- PUNTO DE CEDENCIA51.- PUNTO DE CEDENCIA ÓPTIMO52.- CONCENTRACIÓN53.- EXCESO DE CAL PARA LODOS BASE AGUA54.- EXCESO DE CAL PARA LODOS BASE ACEITE55.- NORMALIDAD56.- MOLARIDAD57.- LONGITUD DE LA BURBUJA DEL FLUIDO INVASOR58.- SALINIDAD59.- CALCULO DEL DIAMETRO PARA ABRIR EL ESTRANGULADOR60.- PESO DE UN TUBO61.- DIAMETRO INTERIOR DE UN TUBO

FORMULAS DE USO COMUN EN LODOS DE PERFORACION.

1.- LA CANTIDAD DE BARITA NECESARIA PARA INCREMENTAR LA DENSIDAD DE UN VOLUMEN DE LODO CONOCIDO, DESDE UN VALOR INICIAL HASTA UNA DENSIDAD FINAL DESEADA, SE CALCULA DE LA SIGUIENTE MANERA:


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Wb = ( V1 ) (( D2 - D1 ) / ( 1- ( D2 / Db )))

Wb = PESO DE BARITA REQUERIDO EN TON. V1 = VOLUMEN INICIAL DEL LODO A DENSIFICAR EN M3 D2 = DENSIDAD DESEADA EN gr/cc D1 = DENSIDAD INICIAL EN gr/cc Db = DENSIDAD DE LA BARITA (4.23 gr/cc )

Método practico: - Restar densidades - multiplicar por 28 (constante) - multiplicar por volumen en m3

- Resultado da en Sacos

Ejemplo : 1.28-1.15 = 0.13 x 28 = 3.64 x 220 m3 = 800 scs. Por formula completa = 788 scs.

2.- VOLUMEN NECESARIO DE AGUA O DIESEL PARA DISMINUIR LA DENSIDAD DE UN LODO.

Vd = (( d1 - d2 ) / D2 – Da )) * V1 Vd = VOLUMEN DE DIESEL Ó AGUA A AGRAGAR EN M3 D1 = DENSIDAD INICIAL DEL LODO EN gr/cc D2 = DENSIDAD DESEADA EN gr/cc Da = DENSIDAD DEL FLUIDO A UTILIZAR PARA BAJAR LA DENSIDAD ( 1.00 PARA AGUA Ó 0.85 PARA DIESEL) EN gr/cc V1 = VOLUMEN INICIAL DEL LODO EN M3

3.- DENSIDAD PROMEDIO DE LOS SÓLIDOS DE LODO

Dps = (( 100 x D1 ) - ( % ACEITE RETORTA x 0.8 ) - ( % AGUA RETORTA ).) / % DE SÓLIDOS

Dps = DENSIDAD PROMEDIO DE LOS SÓLIDOS EN gr/ccDl = DENSIDAD DEL LODO EN gr/cc

4.- DENSIDAD DEL LODO EQUIVALENTE (DEL)

DEL = (( PS * 10 ) / H ) + Dl = gr/cc

PS = PRESION ALCANZADA EN SUPERFICIE Kg / cm2

H = PROFUNDIDAD m. DL = DENSIDAD DEL LODO gr / cm3

5.- DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN

DEC =( Pf ) * (10 )) / H ) + Dl = gr/cc

Pf = PERDIDAS POR FRICCIÓN EN ESPACIO ANULAR kg/cm2 H = PROFUNDIDAD EN m.Dl = DENSIDAD DEL LODO EN gr/cc

6.- DENSIDAD PARA CONTROLAR UN POZO


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Dc = (( PCTP * 10 ) / H ) + Do + Ms = gr/cc

PCTP = PRESION DE CIERRE DE TP EN Kg / cm2H = PROFUNDIDAD EN m.Do = DENSIDAD ORIGINAL DEL LODO EN gr/ccMs = MARGEN DE SEGURIDAD = 0.03

7.- DENSIDAD DEL FLUJO INVASOR (TIPO DE BROTE )

AGUJERO CON TUBERÍA Lb = Ldc + (( Vp - Va ) / C ) = Lt / m

AGUJERO SIN TUBERÍA Lb = (Vp / Cs) = Lt / m X = Dl – ((( 10 * ( Pctr - Pctp)) / Lb ) = gr/cc

Lb = LONGITUD DEL FLUJO INVASORLdc = LONGITUD DEL DRILL COLLAR Y HERRAMIENTAVp = AUMENTO DE VOLUMEN EN LAS PRESAS Va = VOLUMEN ANULAR ENTRE DC Y AGUJERO EN Lts/m.C = CAPACIDAD ANULAR ENTRE TP Y AGUJERO EN Lts / m.Cs = CAPACIDAD DEL AGUJERO SIN TUBERÍA EN Lts / m.X = DENSIDAD DEL FLUJO INVASOR O BROTE EN gr / cm3

Dl = DENSIDAD DEL LODO ORIGINAL gr / cm3

PCTR = PRESION DE CIERRE EN TR Kg / cm2

PCTP = PRESION DE CIERRE EN TP Kg / cm2

Lb = LONGITUD DE LA BURBUJA m.

SI “ X “ ESTA ENTRE 0 Y 0.3 gr/cc ES GAS SI “ X “ ESTA ENTRE 0.3 Y MENOR DE 0.85 gr/cc ES GAS Y/O ACEITESI “ X “ ESTA ENTRE 0.85 Y MENOR A 1.10 gr/cc ES AGUA SALADA

DENSIDAD :

De gr / cc a lb / gal * 8.338De lb / gal a gr / cc * 0.11993

8.- VOLUMEN GENERADO AL AGREGAR BARITA PARA DENSIFICAR CUALQUIER LODO.

Vb = ( Wb / Db ) = m3

Wb = PESO DE LA BARITA AGREGADO EN TON Db = DENSIDAD PROMEDIO DE LA BARITA 4.23 gr/cc

9.- VOLUMEN EN EL ESPACIO ANULAR (m3)

Vea. = 0.5067 * ( D^2 - d^2 ) * H = m3


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D = DIÁMETRO INTERIOR DE LA TR Ó DIÁMETRO DEL AGUJERO EN PULG. d = DIÁMETRO EXTERIOR DE LA TP EN PULG. H = PROFUNDIDAD EN m.

10.- VOLUMEN EN EL INTERIOR DE LA T.P.

Vtp = 0.5067 * ( d^2 ) * H = m3

d = DIÁMETRO EXTERIOR DE LA TP EN PULG. H = PROFUNDIDAD EN m.

11 .- VOLUMEN CIRCULANTE

Vc = ( Vea + Vtp ) = m3

Vt = VOLUMEN TOTAL DEL AGUJERO CON HERRAMIENTAVea = VOLUMEN EN ESPACIO ANULARVtp = VOLUMEN EN INTERIOR DE LA TP

12.- DESPLAZAMIENTO DE TUBERÍA

DESPL. = Wt * 0.1897 * H

Wt = PESO DEL TUBULAR EN Lb/ FT H = PROFUNDIDAD EN m.

13.- VOLUMEN DE ACERO ES LA CANTIDAD EQUIVALENTE DE LODO QUE SE NECESITA BOMBEAR AL POZO CADA VEZ QUE SE SACA CIERTA CANTIDAD DE TUBERÍA, PARA NO ALTERAR LA PRESIÓN HIDROSTATICA EN EL FONDO DEL POZO

Va = Ps / 7.85 = Lt. Ps = PESO DE LA SARTA EN EL AIRE Kg. Va = VOLUMEN DEL ACERO EN Lt.

14.- CALCULO DE PESO FLOTADO

Ptf. = Pta * Ff Ff = (1 – (Df / Da)

Ptf = PESO DE LA TUBERÍA SUMERGIDA Kg. Pta = PESO DE LA TUBERÍA EN EL AIRE EN Kg. Ff = FACTOR DE FLOTACIÓN Df = DENSIDAD DEL FLUIDO DE CONTROL Da = DENSIDAD DEL ACERO ( 7.85 gr / cm3 )

15.- VOLUMEN DE RECORTE GENERADO Y SU PESO


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Vr = Dbna * 0.5067 * Hd * 4 = m3 Wr = Vr * Dlt = TON

Dbna = DIAMETRO DE LA BARRENA EN PULG Hd = METROS PERFORADOS DEL DIA EN m Dlt = DENSIDAD DE LA LUTITA ( 2.81 gr/c )

16.- CONTENIDO DE BARITA DEL LODO (%)

% BARITA = ( Dps - 2.5 ) x % SÓLIDOS RETORTA x 0.556

Dps = DENSIDAD PROMEDIO DE LOS SÓLIDOS EN gr/cc

17.- CALCULO DEL % DE SÓLIDOS DIFERENTES A LA BARITA CONTENIDOS EN EL LODO.

% SÓLIDOS DE BAJA DENSIDAD = % SÓLIDOS DE RETORTA - % BARITA.

18.- % SÓLIDOS MAXIMOS

Smax = (D lodo – 0.88 ) x 33.88

19.- MINIMOS ACEPTABLES

Smin, = ( D lodo – 0.88 ) x 30.88

20.- IMPREGNACION

I = ( Dag / 1000 ) * Hd * 1. 5 = m3

Dag = DIÁMETRO DEL AGUJERO EN PULGHd = METROS PERFORADOS DEL DIA

21.- CALCULO DE LA RELACION ACEITE / AGUA PARA LODOS DE EMULSION INVERSA.

RAA = % FASE ACEITE / % FASE AGUA.

FASE ACEITE = 100 Ld. / (Ld + La )

FASE AGUA = 100 La / (Ld + La )

La = LECTURA % AGUA DE RETORTA. Ld = LECTURA % ACEITE DE RETORTA


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22.- CALCULO DE LA CANTIDAD DE DIESEL PARA AUMENTAR LA RELACION ACEITE / AGUA.

Vd = ( %Vol ag inicial (retorta) / (% Fase ag de Rel. Req.)) – (% Vol. de Fase Liq. Inicial (retorta) / 100 % )

Vd = VOLUMEN DE DIESEL M3 / M3 LODO.

EJEMPLO: % SÓLIDOS = 10 %% AGUA = 30 %% ACEITE = 60 %

Raa = 60 / ( 30 + 60 ) = 67/33

AUMENTAR Raa @ 75/25

Vd = ( 30 % / 25 % )- (( 60 + 30 ) / 100 ) = 0.3 m3 DE DIESEL / m3 DE LODO = 300 LTS / M3 LODO

23.- CACULO DE LA CANTIDAD DE AGUA O SALMUERA PARA DISMINUIR LA RELACION ACEITE/AGUA.

Va = ( %Vol ac Inicial (retorta) / (% Fase ac de Rel. Req.)) – (% Vol. de Fase Liq. Inicial (retorta) / 100 % )

Va = VOLUMEN DE AGUA O SALMUERA M3 / M3 DE LODO.

EJEMPLO A FORMULA 9: % SÓLIDOS = 10 %

% AGUA = 30 % % ACEITE = 60 %

R AA = ( 60 / ( 30 + 60 ) = 67/33 DISMINUIR LA RAA @ 63 / 37

Va = ( 60 / 63 ) – (( 60 + 30 ) / 100 ) = 0.052 m3 DE AGUA / m3 LODO = 52 LTS / M3 LODO

VELOCIDAD:

1 m / SEG = 3.2808 ft/seg1 ft / seg = 0.3048 m / seg 24.- VELOCIDAD ANULAR (PIES / MIN) ES LA VELOCIDAD PROMEDIO EN EL ESPACIO ANULAR MAS AMPLIO ENTRE LA T.P. Y LA TR.

Va = (24.51x Q) / (D2 - d2) = Ft / min. Ó Va = Q / (30.39 * (D²-d²)= m/seg.

Q = GASTOS DE LA BOMBA (gpm)D = DIAMETRO INTERIOR DE TR O DEL AGUJERO (pulg.)


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d = DIAMETRO EXTERIOR DE T.P. (pulg.)

25 .- VELOCIDAD ANULAR ÓPTIMA

Vaop = (1416 / (Dag * Dl) = Ft / min. Dag = DIAMETRO DEL AGUJERO EN PULG Dl = DENSIDAD DEL LODO EN gr/cc

26.- VELOCIDAD CRÍTICA ANULAR

Vca = ((0.44 * Pc) / Dl) ^0.5 = m / seg.

Pc = PUNTO DE CEDENCIA Dl = DENSIDAD DEL LODO

27.- VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO = ES LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LOS RECORTES Y SE DEBE CALCULAR CON EL DIAMETRO DE LOS RECORTES DE MAYOR TAMAÑO.

Vs = (4178.064) (I ^2) (ds - de) / Va = Ft/min

I = DIMENSION MAXIMA DE LAS PARTICULAS PLANAS O BIEN DEL DIAMETRO DE LOS RECORTES REDONDOS. EN cm. ds = DENSIDAD DE LAS PARTICULAS SÓLIDAS gr / cc de = DENSIDAD DEL LODO DE PERFORACIÓN EN gr / cc Va = VISCOSIDAD APARENTE DEL LODOEN cps Vs = VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO Ft / min.

28.- VELOCIDAD DE CAIDA DE LOS RECORTES (FLUJO TURBULENTO)

Vcr = ( Q Ø (DC - D) / (Cd x Dl) ^0. 5 = Ft/min.

Q = GASTO DE LAS BOMBAS EN GPM Ø = DIÁMETRO APROX DE LOS RECORTES EN PULG. Dc = DENSIDAD DE LOS RECORTES Cd = COEFICIENTE DE FRICCIÓN Ó ARRASTRE PARA PARTICULAS REDONDAS = 0.8 PARA PARTICULAS ANGULARES = 1.4 Dl = DENSIDAD DEL LODO

29.- VELOCIDAD DE CAIDA DE LOS RECORTES (FLUJO LAMINAR)

Vc = (53.5 * (DC - Dl) * (Di^2) * V) / ((6.65 * PC * (da - d t)) + Vp V) = Ft / min

Vc = VELOCIDAD DE CAIDA DE RECORTES (PIES/MIN)Dc = DENSIDAD DE RECORTES (LB/GAL)Dl = DENSIDAD DEL LODO (LB/GAL)V = VELOCIDAD PROMEDIO DEL LODO EN E. ANULAR (PIES/SEG)Di = DIAMETRO PROMEDIO DE LOS RECORTES (PULG)Pc = PUNTO DE CEDENCIA (LB/100 PIES2)Vp = VISCOSIDAD PLASTICA (CPS)Da = DIAMETRO DEL AGUJERO (PULG)Dt = DIAMETRO EXTERIOR DE LA TUBERIA (PULG)


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30.- VELOCIDAD DE LAS TOBERAS

Vtob = (0.32 x Q) / AT^2

Q = GASTO DE LA BOMBA (GPM) A T 2 = AREA DE LAS TOBERAS (PULG2)

31.- TIEMPO DE ATRASO. (MIN.)

ES EL TIEMPO QUE TARDA EL LODO EN RECORRER LA DISTANCIA DEL FONDO A LA SALIDA DEL AGUJERO.

Ta = (264.2 * Vea) / Q = min.

Vea = VOLUMEN EN ESPACIO ANULAR (m3)Q = GASTO DE LA BOMBA (GPM)

32.- TIEMPO DE CIRCULACION TOTAL (min.)

ES EL TIEMPO QUE TARDA EL LODO EN DAR LA VUELTA COMPLETA, DESDE LA SUCCION DE LA BOMBA HASTA QUE SALE POR LA TEMBLORINA.

Ta = (264.2 * Vea) / Q = min.

Vea = VOLUMEN EN ESPACIO ANULAR m3Q = GASTO DE LA BOMBA EN GPM

33 TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO DE LA ZARTA

T = VOL. INT. DE LA SARTA (LITROS) / Q (LITROS / MIN)

34.- GASTO DE LA BOMBA DUPLEX.

Qd = (( 2D2 - d2 ) * L ) / 148

Qd = Gasto de la bomba duplex gpe D = diámetro de la Camisa pulgd = diámetro del vastago pulgL = longitud de la carrera pulg

35.- GASTO DE LA BOMBA TRIPLEX

Q = ((D2 x L) / 98) * Efic. = gpm

Efic = eficiencia de la bomba %D = Diámetro de la Camisa pulgL = Longitud de la Carrera pulg


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36.- GASTO ÓPTIMO Y MINIMO PARA PERFORAR Nemotecnica

TRICONICAS PDC

Qop= DIAM DE LA BARRENA x 45 Qop= DIAM DE LA BARRENA x 50

Qmin:= DIAM DE LA BARRENA x 40 Qmin:= DIAM DE LA BARRENA x 45

Formula Exacta para Gasto Mínimo recomendable

Q = ( 57.72 ( Da2 – DTP 2 ) / (Da * Den)

Da = diametro del agujero pulgDtp = Diametro de TP pulgDen = Densidad en gr/cc

PRESIÓN:

Kg / cm2 = 14.2234 psiPsi = 0.703 kg / cm2

37.- PRESION HIDROSTATICAES LA PRESIÓN EJERCIDA POR UNA COLUMNA DE FLUIDO DEBIDO A SU DENSIDAD Y ALTURA VERTICAL

pH = (DL * PROF.) / 10 = Kg/ cm2

DL = DENSIDAD DEL LODO EN gr/ccPROF.= PROFUNDIDAD EN m (EN POZOS DESVIADOS TOMAR LA PROF, VERTICAL Y NO LA DESARROLLADA)

38.- GRADIENTE DE PRESION PARTIENDO DEL DATO DE DENSIDAD

Ejemplo 1.25 gr/ cc =0.125 kg/cc/m

Ph = GRADIENTE x PROFUNDIDAD = Kg/ cc

Gradiente de Presión : Es la resultante de la presión ejercida por un fluido de una densidad dada, actuando sobre una columna.

Una longitud unitaria se expresa en kg/cm2/m {o lb/pulg2/pie, si se conoce la densidad de un fluido su gradiente esGradiente = Dens. (gr/cc) / 10 = kg/cm2/m

39.- GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA: Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen densidad equivalente de circulación.

DEC = Dl+ ((10% * PM * 0.07) * 10) / PROF)

Dl = Densidad del Lodo


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PM= Presión Manométrica Tomar 10 % para agujeros de 26” a 17 ½” 15% para agujeros de 14 ¾” a 8 ¾” 20% para agujeros de 6 ½” a 5 7/8”0.07 = Factor de incremento de la densidadPH= Presión Hidrostática

Ejemplo : para PM = 2000 psi Dag = 17 ½” Dl = 1.3 gr/cc Prof. = 1500 m.

PH = (1500 * 1.3 ) / 10 = 195 kg/cm2

DEC = 1.3 + ( ((2000*10%) * 0.07 * 10) / 1500 ) = 1.3 + 0.093 gr/cc = 1.39 gr/cc

40.- PRESION INICIAL DE CIRCULACIÓN PIC

PIC = PR + PCTP = Kg / cm2 PCTP = PRESION DE CIERRE EN TP PR = PRESION REDUCIDA DE CIRCULACIÓN

41.- PRESION FINAL DE CIRCULACIÓN PFC

PR = PRESION REDUCIDA DE CIRCULACION Kg / cm 2

PFC = PR * (Dc / Do) = Kg / cm2 DC = DENSIDAD DE CONTROL gr / cm3

DO = DENSIDAD ORIGINAL DEL LODO gr / cm 3

42.- ONDA DE PRESION

ONDA DE PRESION = 300 m. / SEG (RESPUESTA ENTRE EL MANÓMETRO DEL ESTRANGULADOR Y EL DE TP)

43.- CAIDA DE PRESIÓN

CP = ( Dl * Q2 ) / (10858 * ATOB2) = psi

Dl = Densidad del Lodo lb/galQ = Gasto gpmATOB = Area de Toberas pulg = 0.7854 * d2 * Nd = diametro de toberaN = numero de toberas

44.- GRADIENTE GEOTERMICO

T = 21.1 + (PROF /35) = °C

°F = °C * 1.8 * 32 °C = (°F – 32 ) / 1.8


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45.- TEMPERATURA A UNA PROFUNDIDAD PROPUESTA.

Tf = ((Ta - Ts) / Pa) * (Pr) + Ts.

TF = Temperatura a una profundidad propuesta °CTA = Temperatura de referencia a X prof. °CPA = Prof. con datos de temperatura de registro mPR = Prof a la que se requiere la temperatura m.TS = Temperatura Ambiente

46.- VISCOSIDAD MARSH

V MARSH = Dl * 4 = Seg

Dl = densidad del fluido en lb/gal Gr/cc * 8.33 = lb/gal

47.- VISCOSIDAD APARENTE

Va = L600 / 2

L600 = LECTURA DIRECTA DEL VISCOSÍMETRO FANN

48.- VISCOSIDAD PLASTICA

Vp = L600 – L300

L600 = LECTURA DIRECTA DEL VISCOSÍMETRO FANNL300 = LECTURA DIRECTA DEL VISCOSÍMETRO FANN

49.- VISCOSIDAD PLASTICA ÓPTIMA

Yp = DENSIDAD EN lb/gal x 3 PARA BASE AGUA

Yp = DENSIDAD EN lb/gal x 5 PARA BASE ACEITE Gr/cc * 8.33 = lb/gal

50.- PUNTO DE CEDENCIA

Pc = Vp – L300

L300 = LECTURA DIRECTA DEL VISCOSÍMETRO FANNVp = VISCOSIDAD PLASTICA

51.- PUNTO DE CEDENCIA ÓPTIMO

Yp = DENSIDAD EN lb/gal x 1.5 PARA BASE AGUA

Yp = DENSIDAD EN lb/gal x 2.5 PARA BASE ACEITE gr / cc * 8.33 = lb/gal


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Yp = Dl / 0.12 donde Dl = densidad del fluido = gr/cc

52.- CONCENTRACIÓN

C = ( Conc. Ant.*Vol. Circ. Anterior * Material Agregado (lt ó kg)) / ( Vol Circ Ant. + Vol. Generado)

53.- EXCESO DE CAL PARA LODOS BASE AGUA.

EXCESO CAL = 0.26 (Pm - Fw x Pf) EXCESO DE CAL = LB / BBL.

Pm = Alcalinidad del Lodo ccPf = Alcalinidad del Filtrado ccFw = Fraccion volúmenes de agua de la Retorta

Fw = % AGUA VOLUMEN / 100

54.- EXCESO DE CAL PARA LODOS EMULSION INVERSA.

Exceso de Cal = Pom (1.3) cuando se utiliza Ca (OH)2

Exceso de Cal = Pom (0.98) Cuando se utiliza CaOPom = Alcalinidad de lodo Base Aceite cc 55.-NORMALIDAD 56.- MOLARIDAD

Gr Gr Pe = PESO ESPECIFICON = _____________ M = ______________ Pm = PESO MOLECULAR Pe x Lt Pm x Lt

CUANDO SE MEZCLE UN LIQUIDO DEBERA MULTIPLICARSE POR EL % DE LA PRESENTACION

EJEMPLO: 0.1 N = gr / (36.48 x 1 Lt) DESPEJANDO Gr. = (0.1) (36.48) ( 1 ) = 3.6 Gr. % DE PRESENTACIÓN = 37.7 (según frasco)

37.7 % ---------- 100 ml.3. 6 gr ----------- X X = 8.37 ml.

57.- LONGITUD DE LA BURBUJA DEL FLUIDO INVASOR

Lb = Iv / Cea = m

Iv = INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS EN Lt.Cea = CAPACIDAD DEL ESPACIO ANULAR Lt / m

58.- Cambio de ppm de Salinidad (cloruro de Calcio a Agregar)

salinidad = (Fag ret * 350) / ((1 / Sdx10-6 ) -1 ) = Lb / bbl


130

Kg / m3 = ( Lb / bbl ) * 2.849

Fag = fraccion de agua de la retorta Sd = salinidad deseada * 10-6

ó formula directa = salinidad = ( Ag ret. * 99.715 ) / ((1 / Sd ) -1 ) = Kg/m3

59.- Calculo del Diámetro Inicial para abrir Estrangulador

De = 3.18 ( (Di Q2 ) / PTR) 0.25

Q = LitrosDi = Densidad del lodoPTR = kg/cm2

Ejemplo: De = 3.18 (( 1.95 * 4132) / 35) 0.25 = 0.641 manejar entre 7/16” y 1/2 “

60.- Peso de un Tubo

P = (D2 –d2) 2.67 = lb/pie

D = Diámetro ExteriorD = Diámetro Interior

61.- Diametro Interior de un Tubo

Di = (De2 – (0.374 * P )) 0.5

Ejemplo : (4.52 – (0.374 * 14.98)) 0.5 = (20.25 – 5.60) 0.5 = 3.827”


131

TUBERIA DE REVESTIMIENTO TUBERIA DE PERFORACION

CAPACIDAD Y DEZPLAZAMIENTO CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO

DE DI Peso CapacidadDesplazamient

o DE DI Peso CapacidadDesplazamient

o

pulgmm pulg

mm lb/ft kg/m bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m pulg

mm pulg

mm lb/ft kg/m bbl/ft m3/m bbl/ft m3/m

4 1/2 110 3.920 10013.5

0 20.12 0.0149 0.0078 0.0047 0.0025 2 3/8 60 1.995 51 4.85 7.23 0.0039 0.0020 0.0016 0.0008

4 1/2 114 3.826 9715.1

0 22.50 0.0142 0.0074 0.0055 0.0029 2 7/8 73 2.441 62 6.85 10.21 0.0058 0.0030 0.0022 0.0012

4 3/4 121 4.082 10416.0

0 23.84 0.0142 0.0084 0.0057 0.0030 2 7/8 73 2.150 55 10.40 15.50 0.0045 0.0023 0.0035 0.0018

5 127 4.080 11215.0

0 22.35 0.0189 0.0099 0.0054 0.0028 3 1/2 89 2.764 70 13.30 19.82 0.0074 0.0039 0.0050 0.0026

5 127 4.276 10918.0

0 26.62 0.0178 0.0093 0.0065 0.0034 3 1/2 89 2.602 66 15.50 23.10 0.0066 0.0034 0.0059 0.0031

5 1/2 140 4.778 12120.0

0 29.80 0.0222 0.0012 0.0072 0.0038 4 102 3.340 85 14.00 20.86 0.0108 0.0057 0.0050 0.0026

5 1/2 140 4.870 11923.0

0 34.27 0.0212 0.0011 0.0072 0.0043 4 1/2 114 3.826 97 16.00 24.73 0.0142 0.0074 0.0065 0.0034

5 3/4 146 4.990 12722.5

0 33.53 0.0242 0.0126 0.0079 0.0041 4 1/2 114 3.640 92 20.00 29.80 0.0129 0.0067 0.0078 0.0040

6 152 5.140 13126.0

0 38.74 0.0257 0.0134 0.0093 0.0049 5 127 4.276 109 19.50 29.06 0.1776 0.0926 0.0075 0.0039

6 5/8 168 5.675 14432.0

0 47.68 0.0313 0.0163 0.0114 0.0059 5 127 4.214 107 20.50 30.55 0.0173 0.0090 0.0070 0.0037

7 178 6.276 15926.0

0 38.74 0.0383 0.0200 0.0093 0.0049 5 1/2 140 4.778 121 21.90 32.63 0.0222 0.0116 0.0072 0.0038

7 178 5.920 15038.0

0 56.62 0.0340 0.0177 0.0136 0.0071 5 1/2 140 4.670 119 24.70 36.80 0.0212 0.0111 0.0082 0.0043

7 5/8 194 6.969 17726.4

0 39.34 0.0472 0.0246 0.0093 0.0049 5 9/16 141 4.859 123 22.20 33.08 0.0229 0.0120 0.0071 0.0037

7 5/8 194 6.765 17233.7

0 50.21 0.0445 0.0232 0.0120 0.0063 5 9/16 141 4.733 120 25.25 37.62 0.0218 0.0114 0.0083 0.0043

7 5/8 194 6.625 16839.0

0 58.11 0.0426 0.0222 0.0138 0.0072 6 5/8 168 5.761 146 31.90 47.53 0.0322 0.0168 0.0104 0.0054

8 5/8 219 7.775 19738.0

0 56.62 0.0578 0.0306 0.0135 0.0070 7 5/8 194 6.969 177 29.25 43.58 0.0472 0.0246 0.0093 0.0049

9 5/8 244 8.835 22440.0

0 59.60 0.0758 0.0395 0.0142 0.0074 DRILL COLLARS

9 5/8 244 8.681 22047.0

0 70.03 0.0732 0.0382 0.0168 0.0088 CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO

9 5/8 244 8.535 21753.5

0 79.92 0.0708 0.0396 0.0192 0.0100 DE DI Peso CapacidadDesplazamient

o

10 3/4 273 10.050 25540.5

0 60.35 0.0981 0.0512 0.0141 0.0074 pulgmm pulg


10 3/4 273 9.950 25345.5

0 67.80 0.0962 0.0502 0.0161 0.0084 3 1/2 89 1.500 38 26.64 39.69 0.0021 0.0011 0.0097 0.0051

10 3/4 273 9.850 25051.0

0 75.99 0.0942 0.0491 0.0180 0.0094 4 1/8 105 2.000 51 34.68 51.67 0.0039 0.0020 0.0126 0.0066

11 3/4 296 10.772 27460.0

0 89.40 0.1127 0.0588 0.0214 0.0112 4 3/4 121 2.250 27 46.70 59.58 0.0049 0.0026 0.0170 0.0089

13 3/8 340 12.615 32054.5

0 81.21 0.1546 0.0806 0.0192 0.0100 6 152 2.250 27 82.50 122.93 0.0049 0.0026 0.0301 0.0157

13 3/8 340 12.415 31568.0

0 101.32 0.1497 0.0781 0.0241 0.0126 6 1/4 159 25.000 27 90.60 134.99 0.0049 0.0026 0.0330 0.0172

16 406 15.250 38765.0

0 96.85 0.2259 0.1178 0.0228 0.0119 6 1/2 165 2.813 71 91.56 136.42 0.0076 0.0040 0.0334 0.0174

16 406 15.124 38475.0

0 111.75 0.2222 0.1159 0.0265 0.0138 6 3/4 171 2.250 57 108.00 160.92 0.0049 0.0046 0.0393 0.0205

18 5/8 473 17.755 45187.5

0 130.38 0.3062 0.1597 0.0307 0.0160 7 3/4 197 2.813 71 138.48 206.34 0.0076 0.0040 0.0507 0.0264

20 508 19.124 48694.0

0 140.06 0.3553 0.1853 0.0333 0.0174 8 203 2.813 71 150.48 224.22 0.0076 0.0040 0.0545 0.0284

TUBERIA PESADA HW 9 1/2 241 3.000 76 217.02 323.36 0.0087 0.0046 0.0789 0.0412

CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO 10 254 3.000 76 242.98 362.04 0.0087 0.0046 0.0884 0.0461

DE DI Peso Capacidad Desplazamient 11 1/4 286 3.000 76 314.20 468.16 0.0087 0.0046 0.1142 0.0596


132

o

pulgmm pulg


3 1/2 89 2.063 5225.3

0 37.70 0.0042 0.0022 0.0092 0.0048

3 1/2 89 2.250 5723.2

0 34.57 0.0050 0.0026 0.0084 0.0044

4 102 2.563 6527.2

0 40.53 0.0064 0.0033 0.0108 0.0056

4 1/2 114 2.750 7041.0

0 61.09 0.0074 0.0039 0.0149 0.0078

5 127 3.000 7649.3

0 73.46 0.0088 0.0046 0.0180 0.0094

5 1/2 140 3.375 8657.0

0 84.93 0.0112 0.0058 0.0210 0.0110

6 5/8 168 4.000 11470.8

0 105.49 0.0197 0.0103 0.0260 0.0136

CU

AT

.

ACTUAL RECIENTE INDETERMINADO

PLEISTOCENOPARAJE SOLO

ARCILLAS ARENOSAS A MUY ARENOSAS GRIS VERDOSO Y GRIS PARDUSCO BIEN ESTRATIFICADAS INTERCALADAS CON CAPAS DE ARENA ANGULOSA GRIS CLARO DE GRANO MEDIO, EN LA BASE PRESENTA DELGADAS CAPAS DE LIGNITO, CARBON FOSIL YPEDACERIA DE MOLUSCOS.

TE

RC

IAR

IO

PL

IOC

EN

O

FILISOLA LA CONSTITUYEN POTENTES CUERPOS DE ARENA GRIS CLARO DE GRANO FINO A GRUESO Y LENTES DE LUTITA ARENOSA GRIS VERDOSO.

EQ. A FILISOLAPOTENTES CUERPOS DE LUTITAS Y LUTITAS ARENOSAS GRIS VERDOSO Y GRIS OBSCURO CON INTERCALACIONES DE CAPAS DE ARENA GRIS CLARO Y RIS OBSCURO, DE GRANO MEDIO. ESTA ZONA SE DISTINGUE UNICAMENTE EN LOS POZOS QUE SE PERFORAN CERCA DE LA ACTUAL LINEA DE COSTA Y HASTA UNA LINEA IMAGINARIA Y PARALELA A LA MISMA SITUADA APROXIMADAMENTE A 30 km HACIA EL CONTINENTE.

MIO

CE

NO

SUP

CONCEPCION SUPERIORLUTITAS ARENOSAS GRIS CLAROY GRIS VERDOSO BIEN ESTRATIFICADAS, INCLUYE CAPAS DE ARENA GRIS CLARO Y GRIS VERDOSO DE GRANO FINO AMEDIO.

CONCEPCION INFERIORCONSTITUIDA POR LUTITA ARENOSA GRIS, GRIS VERDOSO Y GRIS OBSCURO, INTERCALADAS CON CAPAS DE ARENA GRIS CLARO, ARCILLOSA DE GRANO FINO.

ENCANTOPOTENTES CUERPOS DE LUTITA LIGERAMENTE ARENOSA GRIS Y GRIS CLARO, HACIA LA BASE PRESENTA INTERCALACION DE CUERPOS DE ARENISCA BLANCA DE GRANO FINO. ESTA FORMACION EN ALGUNOS CAMPOS ES PRODUCTORA DE ACEITE.

DEPOSITO

POTENTES CUERPOS DE LUTITA GRIS VERDOSO EN PARTES ARENOSA, CON INTERCALACIONES DE ARENISCA CUARZOSA GRIS CLARO DE GRANO MEDIO A FINO, BIEN CEMENTADA CON MATERIAL CALCAREO, SE OBSERVAN LENTES DE BENTONITA GRIS VERDOSO, DESCANSA EN DISCORDANCIA SOBRE SEDIMENTOS ARCILLOSOS DEL OLIGOCENO MEDIO.

CR

ET

AC

ICO

OLIGOCENOMEDIO

PRINCIPALMENTE POR LUTITA BENTONITICA GRIS VERDOSO, CON ALTERNANCIA DE CAPAS DELGADAS DE BENTONITA VERDE Y AZUL-VERDE.

EOCENOPOTENTES ESPESORES DE LUTITA GRIS CLARO Y GRIS VERDOSO, DURA, CALCAREA Y FOSILIFERA PRESENTA INTERCALACIONES DE CAPAS DE CALIZA BRECHOIDE BLANCO CREMOSO Y DEBENTONITA VERDE Y VERDE AZULOSO.

PALEOCENOPREDOMINA LUTITA BENTONITICA GRIS VERDOSO, DURA Y CALCAREA, EN LA CIMA PRESENTA CAPAS DE ARENISCA GRIS CLARO, EN LA BASE SE ENCUENTRAN BRECHAS DE CALIZA BLANCO CREMOSO, QUE INDICAN LA DISCORDANCIA REGIONAL ENTRE TERCIARIO Y CRETACICO SUPERIOR.

SU

PE

RIO

R

EQ. MENDEZFORMADA PRINCIPALMENTE POR MARGA, CAFÉ ROJIZO CLARO, HACIA LA CIMA PRESENTA BRECHAS CALCAREASA BLANCO CREMOSO QUE INCLUYEN: MUDSTONE, WACKESTONE, PACKESTONE Y GRAINSTONE.

EQ. SANFELIPE

REPRESENTADO POR CALIZA BENTONITICA, GRIS VERDOSO; CON INTERCALACIONES DE FINAS CAPAS DE BENTONITA VERDE CLARO.

EQ. AGUA NUEVACONSISTE ENUNA CALIZA CREMA (MUDSTONE BLANCO CREMOSO) Y GRIS CLARO, COMPACTA, PRESENTA MICROFRACTURAS EN OCASIONES IMPREGNADAS DE ACEITE, ASI COMO ABUNDANCIA DE BANDAS Y NODULOS DE PEDERNAL BIOGENO GRIS CLARO, GRIS OBSCURO, CAFÉ CLARO, NEGRO Y AMBAR, HACIA LA BASE ESTA CONSTITUIDO POR MUDSTONE ARCILLOSO, CAFÉ OBSCURO A NEGRO Y GRIS VERDOSO.

MEDIO

EL CRETACICO MEDIO VARIA DEPENDIENDO DE LA ZONA; DENTRO DEL AREA CHIAPAS-TABASCO. 1ª FASE DE SUR A NORTE, DESDE LAS PRIMERAS ESTRIBACIONES DE LA SIERRA DE CHIAPAS HASTA EL SUR DEL CAMPO SITIO GRANDE, INCLUYENDO EN UNA LINEA ESTE-OESTE LOS CAMPOS: GIRALDA, IRIS, DORADO, MUNDO NUEVO ETC.; SE CONSTITUYEN POR CALIZAS DE PLATAFORMA (WACKESTONE, PACKESTONE Y GRAINSTONE) DE COLORES CAFÉ CLARO Y GRIS CLARO.2ª FASE COMPRENDE ROCAS DE MAR ABIERTO, CONSTITUIDA POR BRECHAS CON CLASTOS DE CALIZAS, INCLUYENDO RESTOS DE MACROFOSILES-RUDISTAS-CALIZA DOLOMITIZADA Y DOLOMIA CAFÉ CLARO Y GRIS CLARO, ESTA FRANJA PARECE CORRESPONDER A UN MARGEN DE CUENCA O TALUD ARREC IFAL.3ª FASE MAS AL NORTE SE ENCUENTRAN CALIZAS DE AGUAS PROFUNDAS (DE CUENCA), COMO MUDSTONE BLANCO CREMOSOS A CAFÉ CLARO, COMPACTO Y/O DOLOMIA CAFÉ CLARO Y GRIS CLARO DE TEXTURA MICROCRISTALINA A MESOCRISTALINA.

INFERIOR

REPRESENTADO POR CALIZA-MUDSTONE-ARCILLOSA GRIS, GRIS VERDOSO Y CAFÉ OBSCURO, COMPACTO; MUDSTONE INCIPIENTEMENTE DOLOMITIZADO GRIS VERDOSO, GRIS Y CAFÉ OBSCURO; EN SU PARTE MEDIA Y HACIA LA BASE POR DOLOMIA GRIS PARDUSCO Y GRIS VERDOSO, EN OCASIONES CON INTERCALACIONES DE ANHIDRITA BLANCA. EN EL NORTE DEL AREA CHIAPAS- TABASCO LO CONSTITUYE MUDSTONE GRIS OBSCUROY GRIS VERDOSO QUE HACIA LA BASE SE GRADUA A PACKESTONE Y GRAINSTONE DE OOLITAS, SU ESPESOR VARIA DE 500 m EN LA CUENCA A 1000 m APROX. EN LA PLATAFORMA.


133

COLUMNA GEOLÓGICA TIPO TABASCO CHIAPAS

JUR

AS

ICO

SUPERIOR

TITHONIANO

CONSTITUIDO EN TODA EL AREA POR MUDSTONE ARCILLOSO, CAFÉ OBSCURO Y NEGRO, EN OCASIONES PARCIALMENTE DOLOMITIZADO; ADEMAS PUEDE ESTAR PRESENTE DOLOMIA ARCILLOSA CAFÉ OBSCURO. ESTAS ROCAS SON CONSIDERADAS LAS PRINCIPALES GENERADORAS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS, SU ESPESOR VARIA ENTRE 100 Y 600 m.

KIMMERIDIANO

CONSISTE ENUNA SECUENCIA ALTERNANTE DE PACKESTONE Y GRAINSTONE DE OOLITAS Y PELLETOIDES CAFÉ CREMOSO Y GRIS VERDOSO, COMPACTO, CON INTERCALACIONES DE ANHIDRITA EN CAPAS DELGADAS, EN ALGUNOS CAMPOS DEL AREA SE PRESENTAN LAS ROCAS DESCRITAS LIGERAMENTE DOLOMITIZADASO EN OTRAS TRANSFORMADAS EN DOLOMIA. SE INCLUYE TAMBIEN MUDSTONE VERDE CLAROY VERDE OBSCURO. ESTAS ROCAS SON CONSIDERADAS COMO EXCELENTES ALMACENADORAS DE HIDROCARBUROS, SU ESPESOR VARIA DE 265 A 548 m.

OXFORDIANOFORMADO POR MUDSTONE Y WACKESTONE CAFÉ CLARO, GRIS VERDOSO Y GRIS OBSCURO, QUE PUEDE PRESENTAR DOLOMITIZACION INCIPIENTE, EN ALTERNANCIA CON CAPAS DE ANHIDRITA BLANCA Y YESO BLANCO DE ESPESOR VARIABL. INCLUYE PACKESTONE DE OOLITAS CAFÉ CLARO, COMPACTO. LA POTENCIA DE ESTAS ROCAS VARIA DE 265 m A 900 m.

MEDIO

CALLOVIANO

ES REPRESENTADO POR MUDSTONE YWACKESTONE CAFÉ CLARO, GRIS CLARO Y GRIS OBSCURO, COMPACTO, CON MICROFRACTURAS SELLADAS POR CALCITA, EN LA PARTE MEDIA Y BASAL, DE LO HASTA AHORA PENETRADO; HACIA LA CIMA CONSISTE DE PACKESTONE Y GRAINSTONE BIOGENOS CAFÉ CREMOSO Y GRIS VERDOSO, INCIPIENTEMENTE DOLOMITIZADOS, PRESENTA CAPAS INTERCALADAS DE ANHIDRITA BLANCA Y YESO BLANCO, AMBOS DE ASPECTO MASIVO, INCLUYE ADEMAS MUDSTONE ARCILLOSO GRIS OBSCURO Y CAFÉ OBSCURO, COMPACTO EL ESPESOR PENETRADO ES DE 1146 m.

REGLAS PRÁCTICAS PARA LIMPIEZA DE AGUJEROS

Las dificultades encontradas cuando se perforan pozos horizontales y altamente desviados frecuentemente pueden ser atribuidas a una pobre limpieza del agujero, a pesar de los beneficios de extensas investigaciones y experiencias, hay todavía desacuerdos respecto a las apropiadas prácticas de campo para un pozo determinado.

Consideramos cuatro rangos de limpieza de agujeros:

CASI VERTICAL menor a 10º BAJO, 10º - 30º INTERMEDIO, 30º - 60º ALTO, 60º - 90º

REGLA 1 De los 4 rangos de limpieza de agujeros, el rango intermedio 30º-60º es el más problemático.

Las camas de recortes tienden a deslizarse tipo avalancha en contra corriente al flujo, especialmente en este rango de ángulo.

Las propiedades del fluido llegan a ser críticas en estos intervalos.

REGLA 2 Los limites superior e inferior de cada rango de limpieza de agujero están afectados por factores los cuales influencian la estabilidad de la cama, incluyendo los recortes tipo, aspecto, tamaño, fluido de perforación (tipo, reología, tixotropía) y estado mecánico.

El probador de estabilidad de las camas facilita la comparación de los diferentes factores.

REGLA 3 El asentamiento de "Boicot" puede acelerar la formación de camas, particularmente en intervalos de 40º a 50º. "El descubrimiento de este fenómeno se atribuye al físico A. E. Boicot, quien, reporto en 1920 que los corpúsculos de sangre se asentaban más rápido si los tubos de prueba estaban inclinados, similar desempeño se observo en los fluidos de perforación."

REGLA 4 Los parámetros de limpieza de agujero considerados óptimos para un intervalo, pueden ser inadecuados para otro intervalo en el mismo pozo. "Usualmente, las estrategias para una optima, limpieza de agujero deberían enfocarse en intervalos de rango critico de ángulos de 35º a 55º".


134

REGLA 5 Los recortes se acumulan en intervalos de velocidad anular disminuida y se pueden "caer" cuando se para la circulación si la inclinación es de menor de 50º

"Las pruebas con el simulador con diferentes lodos indican que los recortes se asientan en secciones de washouts como resultado de la velocidad anular reducida". "Los recortes también tienden a asentarse de la misma manera detrás de las juntas de perforación Tool Joints, o estabilizadores".

REGLA 6 Los sistemas de lodo considerados para pozos altamente desviados deberían ser versiones modificadas de las que probaron ser efectivas en pozos correlativos verticales y casi verticales en el área. "El proceso de selección del mejor lodo para un pozo altamente desviado se guía por factores geológicos, económicos y las regulaciones."

REGLA 7 Fluidos de perforación con similares propiedades reológicas proporcionan, comparable limpieza de agujero, mientras las características de los recortes permanezcan constantes. "La limpieza de agujero en lodos base agua y base aceite de similares reologías y pesos fueron comparadas usando arenas de medida determinada, no reactivas. Las capacidades de transporte fueron casi idénticas.”

REGLA 8 Un lodo inhibido ayuda a la limpieza del agujero en reactivas formaciones. "Generalmente, partículas intactas y grandes son más fáciles de transportar que los recortes hidratados, pegajosos."

REGLA 9 Las camas de recortes son fáciles de depositar, difícil de remover. "Una vez depositados los recortes, los requerimientos de energía para erosionar o resuspenderlos incrementa dramáticamente." "Debido a que las camas de recortes son la causa de la mayoría de problemas asociados con pobres limpiezas de agujero, se debe poner énfasis en las propiedades del lodo y practicas de perforación las cuales minimizan el asentamiento de camas."

REGLA 10 El mejoramiento de la suspensión minimiza la formación de las camas de recortes. "A bajos rangos de flujo, y bajo condiciones estáticas, las características de suspensión son bastante significativas."

"El mejoramiento de la suspensión se logra elevando los esfuerzos de gel y la viscosidad."

REGLA 11 En un perfil de flujo, la irregular distribución de la velocidad de flujo, causado por la excentricidad de la tubería y por los fluidos altamente no newtonianos, no ayuda a la transportación de los recortes.

"El desplazamiento de la tubería hacia el lodo bajo del pozo, provoca que haya una distribución irregular de la energía de transporte, la cual es menor."


135

REGLA 12 Un perfil de velocidad de flujo altamente excéntrico obliga a minimizar la formación de camas de recortes en la parte baja del agujero.

"La deficiencia en la energía del fluido en la parte baja de agujero incrementa la dificultad de remoción de camas existentes. Por lo tanto, la mejor estrategia para muchos pozos de alto ángulo es aquella que minimiza el asentamiento."

REGLA 13 La estratificación de densidades en lodos pesados agrava lo excéntrico de los perfiles de velocidad.

"Recientes estudios acerca del asentamiento de barita en lodos pesados han mostrado una diferencial de densidad que se forma desde el lado alto hasta el lodo bajo del pozo mientras se circula en anulares inclinados. La dinámica densidad de estratificación también provoca el desarrollo de un gradiente de viscosidad, con menos viscoso, lodo más ligero en el lado alto del agujero y más pesado, lodo más viscoso en el fondo."

REGLA 14 Un incremento en la velocidad anular mejora la limpieza del agujero, independientemente del régimen de flujo.

"En el simulador, incrementos de la velocidad anular, siempre resultaron en un incremento de flujo en la línea o movimiento de la concentración de recortes."

REGLA 15 A altos ángulos, la altura de la cama es inversamente proporcional a la velocidad anular.

"Cuando la inclinación excede los 60º las camas de recortes ya no exhiben la tendencia al deslizamiento observada a bajos ángulos, por lo tanto, la altura de las camas de recortes es primariamente una función de la velocidad anular y las propiedades del fluido."

REGLA 16 El mecanismo de transporte de los recortes es una función de la velocidad anular."En el simulador, los esquemas de flujo observados mientras se levantaban los recortes del pozo

dependieron de las características de suspensión del fluido y de la velocidad anular."

REGLA 17 El flujo laminar es preferida si las formaciones son sensitivas a la erosión."Las propiedades del lodo son vitales sí el lodo esta en flujo laminar, y si los agujeros están

ensanchados puede ser imposible mantener turbulencia abajo de la velocidad critica, y el asentamiento de recortes puede ser más severo."

REGLA 18 El flujo turbulento es efectivo en intervalos de alto ángulo y diámetros pequeños y en formaciones consolidadas. "La turbulencia promueve la buena limpieza, pero hay limitaciones, primero, la geometría del pozo, las propiedades del lodo y la capacidad del equipo. Segundo, la formación debe ser consolidada y no reactiva."

REGLA 19 La capacidad de limpieza del agujero en flujo laminar se mejora elevando la viscosidad de bajo rango de corte y el gel.


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"El simulador muestra claramente la importancia de los elevados esfuerzos de corte a bajos rangos de corte, y los mejores indicadores de la viscosidad de bajo rango de corte son las lecturas del Viscosímetro FANN a 3 y 6 rpm., como guía general, el valor de estas propiedades deberían aproximarse al valor del diámetro de la barrena."

REGLA 20 Es más fácil obtener propiedades reológicas deseadas en ciertos sistemas de lodo. "En lodos pesados, o altamente tratados, es más difícil obtener elevadas viscosidades de bajo rango de corte y geles. El alto contenido de sólidos también limita agregar ciertos productos viscosíficantes para lograr las propiedades deseadas."

REGLA 21 Es más fácil mantener propiedades reológicas adecuadas en sistemas de lodos "limpios" "Independientemente del tipo, los lodos con bajos contenidos de sólidos de perforación proporcionan mayor amplitud de control de reología"

REGLA 22 Generalmente, los baches viscosos de baja velocidad, son inefectivos en intervalos de alto ángulo si la tubería no es rotada o reciprocada. "La función de los baches son evidentes, pero en la practica la técnica solo trabaja si los recortes están en la corriente del flujo, la interacción entre el bache y la cama es mínima, a menos de qué, la cama sea agitada, y esto se logra mejor rotando y reciprocando la tubería."

REGLA 23 Los baches turbulentos pueden ayudar a la limpieza del agujero si el rango de flujo es alto y el volumen del bache es adecuado.

"Numerosos estudios del simulador muestran que la turbulencia puede erosionar las camas de recortes, pero si el volumen del bache es insuficiente, los recortes serán transportados solo una corta distancia, antes de volver a asentarse en el lado bajo del agujero. " esto se puede solucionar bombeando un bache viscoso después del turbulento"

REGLA 24 La rotación de la tubería es mas, efectiva en lodos viscosos. "Mientras la rotación de la tubería puede agitar una cama de recortes y moverlos en la corriente de flujo, las partículas se pueden asentar y redepositar si la viscosidad y geles son insuficientes."

REGLA 25 La rotación de la tubería (y la reciprocación) pueden mejorar la limpieza del agujero. "El incremento de los recortes en la corriente del flujo se ve claramente en el simulador, y la rotación de la tubería es menos efectiva en lodos delgados que en lodos viscosos."

REGLA 26 El peso del lodo incrementa la fuerza de flotación en los recortes y ayuda a la limpieza del agujero. "El rango de asentamiento esta en función de la diferencia de densidades entre el lodo y los recortes."

REGLA 27 el material densificante se puede asentar y combinarse con la cama de recortes en intervalos de alto ángulo. "La tendencia de los materiales densificantes a asentarse fue observada en los experimentos mas recientes."


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REGLA 28 La limpieza del agujero y las inestabilidades del pozo se corrigen mejor cambiando el peso del lodo. "Los síntomas de una pobre limpieza de agujero y de una inestabilidad de pozo pueden ser similares, tratando la inestabilidad de pozo con medidas de limpieza de agujero puede ayudar pero estos problemas se corrigen mejor incrementando el peso del lodo."


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Manual de Campo Protexa