JULIO 2014

MINISTERIO DE EDUCACIN

CARRERA DE INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL

FACTIBILIDAD DEL USO DE ALMIDON DE ALGARROBO PARA FLUIDO BENTONITICO COMO ADITIVO PARA EVITAR FILTRACIONES EN LA FORMACION TUPAMBI I EN EL POZO SARARENDA X-1

TESINA: PARA OBTENER EL TITULO DE TECNICO SUPERIOR EN INGENIERIA DEL PETROLEO YGAS NATURAL

PRESENTADO POR:GABRIEL MAMANI TORREZ

ASESOR TCNICO:Ing. AMILCAR SOTO

DEDICATORIA

Dedicado a Mis queridos padresPAULINO MAMANI SANTOSNATIVA TORREZ MAYTA Gracias por apoyarme en que En estos aos de estudioy A mi amor Esperanza

AGRADECIMIENTOS

Primeramente a nuestro creador por permitirme vivir dentro de su gran creacin Agradezco mis padres por el apoyo que mi brindan incondicionalmenteAla nuestra universidad UNIBOL GUARANI APIAGUAIKI TPA por brindarme esa oportunidad de poder formarme como profesionalA mis docentes por tiempo que nos dedican impartiendo sus conocimientos.Y todas aquellas personas que han ido participes para el desarrollo del presente trabajo

INDICE GENERAL

INTRODUCCIONBreve descripcin de la propuesta ....6Planteamiento del problema.71.3.Justificacin61.4.Marco Terico71.4.1.Generalidades71.4.2.Fluido de perforacin71.4.3.Funciones que cumple un fluido de perforacin81.4.4.Propiedades de un fluido de perforacin101.4.5.Fases de un fluido de perforacin12CUADRO 1. Caracterizacin de fase continua y discontinua131.4.6.Tipos de fluidos de perforacin141.4.7.Lodos de perforacin especiales151.4.8.Lodos ligeramente tratados, noInhibitorios161.4.9.Lodos no Dispersos de slidos mnimos181.4.10.Optimizacin de fluido de perforacin181.4.11.Filtracin181.4.12.Problemas ocasionados por la filtracin201.4.13.Factores que afectan la filtracin211.4.14.Agentes de control de filtrados24CUADRO 2. Tabla de algunos agentes comerciales de control de filtrado.261.4.15.Uso de almidones en los fluidos de perforacin261.4.16.Clasificacin de polmeros de acuerdo a su origen271.4.17.Generalidades sobre el almidn281.4.18.Qumica del almidn281.4.19.Generalidades del algarrobo28CUADRO 3. Taxonoma del algarrobo30CUADRO 4. Composicin del almidn de algarrobo311.4.20.Subandino Sur311.4.21. Estructura carbonfera321.5.Cobertura33II.OBJETIVOS342.1.Objetivo General342.2.Objetivos Especficos34III.METODOLOGIA353.1.Localizacin353.2.Materiales353.2.1.Materiales de escritorio353.2.2.Materiales de laboratorio363.3.Enfoque de la Investigacin363.4.Estrategias de intervencin373.4.1 Organizacin interna373.4.2. Coordinacin externa373.4.3. Promocin difusin373.4.4. Muestra y tamao de la muestra38CUADRO 5. Tamao demuestras para laboratorio383.4.5. Diseo Experimental38CUADRO 6. Identificacin de variables383.4.1.Recoleccin de Informacin40CUADRO 7. Diseo de planificacin de Programa de fluidos pozo sararenda X-1413.4.2.Recoleccin de Muestras413.4.3.Procesamiento de la Muestra41CUADRO 8. Anlisis de propiedades de la bentonita42CUADRO 9. Anlisis de propiedades del almidn gelatinizado42CUADRO 10. Medicin con equipo de fann (viscosmetro)43CUADRO 11. Obtencin de parmetros de fluido bentonitico mas almidn de algarrobo gelatinizado433.4.4.Criterios e Instrumentos de Seguimiento44CUADRO 12. Criterios de seguimiento44IV.RESULTADOS Y DISCUSIN46V.CONCLUSIONES48VI.REFLEXIONES49VII.BIBLIOGRAFA50VIII.ANEXOS52

INDICE DE GRAFICAS

GRAFICA 1. Utilizacin de fluido de perforacin segn el tipo de pozo..15GRAFICA 2. De concentracin de almidn de algarrobo vs Viscosidad aparente46GRAFICA 3. De Viscosidad aparente vs filtrado ....47

INDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. Filtrado.52ANEXO 2. Caracteristicas del algarrobo...53ANEXO 3. Columna Estratigrca Generalizada del Subandino Sur...54ANEXO 4. Estructura carbonfera...55ANEXO 5. Ubicacin del pozo sararenda..56ANEXO 6. Litologa pozo Sararenda X-1...57ANEXO 7. Instrumentos usados en laboratorio de laboratorio ..58

RESUMEN

Algunos de los problemas que comnmente se originan al momento de perforar pozos hidrocarburiferos son las filtraciones que generalmente seda en formaciones no consolidadas o con otras caracteristicas la cual permiten que el fluido de perforacin pase hacia a formacin generando una serie de problemas al momento de perforar.

En nuestro caso se ha visto que en la formacin Tupambi I perteneciente a la estructura litolgica carbonfera, genera este tipo de problemas.

Tomando en cuenta estas circunstancias el presente trabajo realizado busca una solucin a este problema llamado filtracin proponiendo la factibilidad o uso del almidn de algarrobo pre gelatinizado como aditivo en un fluido de perforacin bentonitico y lograr formar una pelcula o revoque liso, delgado, flexible e impermeable el cual permitira un mejor control de filtrado en el pozo Sararenda X-I ubicado cerca de la ciudad de Camiri.

El almidn de algarrobo se obtiene delos frutos del rbol de algarrobo, este almidn cuenta con propiedades especficas las cuales aportan a la mejor eficiencia y rendimiento del fluido de perforacin bentonitico es por eso que en el presente trabajo se avoca al estudio y anlisis de estas propiedades, cuasi experimentalmente de laboratorio.

Antes de ocuparse el almidn de algarrobo este debe ser pre gelatinizado sea pasar por un proceso qumico el cual permite la ruptura de las cadenas de amilosa y amilopectina contenidas dentro de ella permitiendo que almidn cambie de estructura convirtindose en una especie de gel.

Luego se realiza una serie de pruebas mezclando este almidn gelatinizado con el fluido bentnico midiendo sus parmetros reolgicos y cantidad de filtrado que se da en cada prueba, hasta que se logra la concentracin y propiedades adecuadas que permitirn su uso.

Tambin debemos mencionar que el almidn de es un buen aditivo con extensor de viscosidad en funcin con la bentonita.

De esta manera se determinamos la factibilidad del uso de almidn de algarrobo como controlador de filtrado para el pozo Sararenda X-I.

I. INTRODUCCIN

La perforacin de pozos ha ido evolucionando de una forma drstica en lo que refiere al desarrollo tecnolgico de equipos utilizados para perforar y en el uso de los fluidos de perforacin que se utilizan para hacer esta actividad de acuerdo con la profundidad planificada del pozo, formaciones que se atravesaran y las condiciones propias del subsuelo.

Actualmente se busca la optimizacin de los fluidos de perforacin, sin importar su base o caractersticas inciales, el proceso de optimizacin consta de dos objetivos generales: reduccin de costos y mayor eficiencia del fluido de perforacin, esta se puede conseguir de distintas maneras, pero para el presente trabajo se toma en cuenta, el uso de un producto de origen natural como aditivo para un lodo bentonitico.

En lo que refiere a la descripcin de un fluido de perforacin o lodo de perforacin, es necesario comenzar hablar de las bombas de lodo.

Estas bombas y juntamente con los motores que las accionan representan el corazn del sistema de lodo, de la misma manera que el lodo en circulacin constituye el alma de la operacin de perforacin. Las bombas de lodo son bombas de desplazamiento positivo, algunas de las cuales producen hasta 5.000 psi (libras por pulgada cuadrada). Estas bombas son accionadas por motores disel o elctricos.

Para producir la presin y el caudal requeridos para un conjunto especfico de condiciones de perforacin, ser necesario seleccionar los tamaos correctos de mbolo y camisa para las bombas, y especificar los tamaos apropiados de jets para la barrena. Este proceso se llama optimizacin de la hidrulica y constituye un factor muy importante para el desarrollo de la perforacin.

Despus de salir de la bomba de lodo a alta presin, el fluido de perforacin sube por el tubo vertical, un largo tubo vertical fijado al pie de la torre de perforacin, pasa a travs de la manguera del Kelly (mangueras rectangulares de gran tamao, conectadas por tuberas o canales. El tanque de asentamiento (trampa de arena) no es agitado, de manera que los slidos residuales de gran tamao puedan sedimentarse por separado del lodo.

A partir del tanque de asentamiento, el lodo pasa dentro de fosos de lodo agitados, ubicados corriente abajo, donde se separa el gas, la arena y el limo. Despus de eso, el lodo entra en el tanque de succin, donde las bombas lo extraen para hacerlo circular de nuevo dentro del agujero. El tanque de succin tambin se usa para agregar productos qumicos de tratamiento y aditivos los cuales acondicionan el fluido de perforacin.

Con el tiempo, el fluido de perforacin se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercana del pozo son los ms deseables. La mayora de los pases han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforacin. Los fluidos a base de agua, a base de petrleo, anhidros y sintticos estn sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningn conjunto nico de caractersticas ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones.

1.1. Breve descripcin de la propuesta

Generalmente en las perforaciones de pozos de hidrocarburos en las cuales se ocupa la operacin rotaria se presentan diversos problemas con la litologa por esta razn ha sido necesario investigar o proponer nuevos productos para mejorar el rendimiento y la eficiencia de un fluido de perforacin.

Un fluido de perforacin especiales aquel fluido de perforacin que cuenta con aditivos adicionales a su composicin o estructura el cual satisface las necesidades requeridas por la perforacin; entonces un fluido de perforacin con aditivo orgnico en nuestro caso almidn de algarrobo, que cumpla con las necesidades requeridas por las caractersticas del pozo con problemas de filtracin, sera lo recomendable al momento de perforar y esto aportara a mejorar la eficiencia de los fluidos de perforacin convencionales.

1.2. Planteamiento del Problema

Qu cantidad de concentracin de almidn de algarrobo es necesario agregar al fluido bentonitico para su factibilidad y de esta manera evitar los problemas de filtracin que se dan y originan una secuencia de problemas como ser aumento de torque y arrastre, tuberas pegadas, la perdida de circulacin, registros de calidad inferior y daos a la formacin, lo que conlleva a prdidas econmicas, en la formacin Tupampi I del pozo Sararenda X-1.

1.3. Justificacin

Una de las funciones bsicas del fluido de perforacin con respecto a evitar prdidas de fluido es el de formar un revoque liso, delgado, flexible e impermeable el cual debe controlar la filtracin, por ello es necesario el requerimiento de un control adecuado, la existencia de un revoque con las caracteristicas ya mencionadas, evitara los problemas de filtracin al momento de perforar.

Es por ello que mediante este trabajo de tesina se propone hacer factible un fluido de perforacin bentonitico con aditivo orgnico (almidn de algarrobo) el cual cuenta con propiedades especficas que aportara a un mejor control de perdida de fluidos filtracin en el pozo Sararenda X-1.

1.4. Marco Terico 1.4.1. Generalidades

En el campo del diseo del fluido de perforacin se busca a mejorar la calidad y la optimizacin de los fluidos de perforacin que circulan en los pozos ya que cumplen un papel muy importante en la etapa de perforacin

1.4.2. Fluido de perforacin

El lodo de perforacin o fluido de control se puede definir como un fluido en donde se encuentran suspendidos aditivos qumicos en estado slido y lquido que proporcionan propiedades fsico-qumicas adecuadas para las condiciones operativas y las caractersticas litolgicas de la formacin a perforar. (Jos R. Martnez F, 2011: 2). Un fluido de perforacin ideal es aquel el cual a baja velocidad tiene una alta viscosidad para que pueda cumplir la funcin de suspender, transportar los ripios adems de que sea el ms econmico en la perspectiva total de seguridad, costos de perforacin y, eventualmente costos de produccin.(Andres F. Bautista and Elkin D. Flores,2011: 23).

Tambin se define como lodo o fluido de perforacin que por lo general se encuentra en estado lquido que circula por los espacios internos de las tuberas de perforacin, espacio anular y por todo el sistema de bombas.

1.4.3. Funciones que cumple un fluido de perforacin

Desde el punto de vista del Instituto Americano del Petrleo (API) define un fluido de perforacin como un fluido en circulacin para llevar a cabo cualquier funcin requerida durante una operacin de perforacin.

Las principales funciones de un fluido de perforacin son:

a) Remocin de recortes de pozo

El flujo a travs de las boquillas (jets) del trepano ejerce una accin de chorro sobre la formacin sobre la cual el trepano remover. El fluido en circulacin se eleva desde el fondo del pozo llevando consigo todos los recortes de roca hechos por el trepano hacia la superficie superando el peso de las mismas.

b) Refrigeracin y lubricacin del trepano

Durante la perforacin la friccin entre el trepano y la formacin que est siendo removida genera calor en la herramienta, el fluido de perforacin ayuda a conducir (intercambio) este calor producido hacia la superficie.

El fluido de perforacin tambin lubrica el trepano, reduciendo la friccin que esta tiene con la formacin gracias a la presencia de aditivos emulsificantes tales como la bentonita, estos aditivos tambin disminuyen el torque, incrementando as la vida til del trepano y reduciendo la presin en las bombas.

c) Estabilizacin del pozo y control de formaciones permeables

Un buen fluido de perforacin debe crear una revoque (retorta) de filtrado lo suficientemente impermeable para evitar el paso de fluido hacia la formacin. La columna hidrosttica debe estar diseado con la suficiente densidad capaz de proporcionar una estabilidad entre la presin de formacin y la hidrosttica.

d) Soporte del peso de la sarta de perforacin y de la tubera de revestimiento

Al aumentar la profundidad de perforacin, el peso que soportara la torre de perforacin alcanza su mxima resistencia a la hora de realizar la perforacin

Tomando en cuenta que tanto la sarta de perforacin como la tubera de revestimiento son mantenidas a flote (principio de Arqumedes) gracias a una fuerza igual al peso del fluido desplazado, esto quiere decir que un aumento en la densidad del lodo usado en la perforacin disminuir la cantidad de peso que la torre de perforacin debe soportara en superficie.

e) Controlar presiones de la formacin

El control de las presiones de formacin es una funcin de suma importancia, la presin hidrosttica del lodo debe ser mayor ala de formacin para prevenir problemas posteriores como presiones anormales, arremetidas o brotes.

La densidad del fluido de perforacin es el factor de control el cual requiere que se agreguen agentes densificantes: como barita, hematita, entre otros, con el fin de aumentar su densidad.

f) Mantener los recortes y el material densificante en suspensin

La propiedad tixotrpica del fluido de perforacin permite mantener las partculas slidas cuando se para la circulacin, debido a un problema o con el fin de extraer la tubera del pozo, para poder cambiar el trepano, etc. Esta propiedad evita problemas operacionales como pega de tubera, prdidas de circulacin inducidas, arrastre y es de suma importancia en casos de perforacin direccionada.

g) Facilitar la cementacin y completacin

El fluido de perforacin debe producir un pozo dentro del cual la tubera de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completacin.

h) Buenas condiciones para la toma de registros

El fluido de perforacin debe ser un buen conductor de electricidad as facilitando la toma de registros de pozo a diferentes profundidades

1.4.4. Propiedades de un fluido de perforacin

a) Densidad

La densidad se define como la capacidad del lodo de ejercer una contrapresin sobre las paredes de la formacin al momento de la perforacin, controlando de este modo las presiones litosttica e hidrosttica existente o ejercitada por las formaciones perforadas.

La densidad est dado por el peso por volumen unitario de fluido de perforacin.La densidad se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo se obtiene directamente por escala (baroid).

b) Viscosidad

La viscosidad y las propiedades reolgicas de los fluidos de perforacin tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rpidamente en fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo) y son difciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. (Manual de fluidos de perforacin API, 2001:20)

1. Viscosidad plstica

Es la medida de la resistencia interna al flujo debido a la interaccin de los slidos en el fluido, se lo calcula por la mediante formula:

V.P (cp.) = Lectura 600 r.p.m. Lectura 300 r.p.m. (1)

2. Viscosidad aparente

Es la viscosidad que un fluido parece tener en instrumento dado y una tasa definida de corte, se lo calcula por la mediante formula:

VA (cp.) = (Lectura 600 r.p.m.) / 2 (2)

c) Punto cedente

Es una medida de las fuerzas electroqumicas o de atraccin en un fluido que resultan de las cargas positivas y negativas ubicadas en o cerca de las superficies de las partculas medidas bajo las condiciones de flujo. Por lo tanto el punto cedente es una medida cuantitativa de la resistencia al flujo causadas por estas mismas fuerzas. (Andres F. Bautista and Elkin D. Flores, 2011: 23)

Yp (lb/100ft 2) = Lectura 300 rpm Vp (3)

d) Tixotropa

Es la propiedad que tienen las suspensiones bentonificas de pasar de gel ha solido mediante agitacin. Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los fluidos de perforacin colaboran en el mantenimiento de las paredes de la perforacin, incluso en formaciones de baja cohesin, al tiempo que ayudan a mantener el detritus en suspensin al interrumpirse la circulacin de los mismos.

e) PH

Las condiciones de equilibrio qumico de un lodo marcan la estabilidad de sus caracteristicas. Una variacin sustancial del pH en formaciones evaporitas, salinas, calcreas, o acuferas cargadas de sales, pueden provocar la floculacin del lodo, produciendo posteriormente la sedimentacin de las partculas. Adems, un lodo bentonitico es estable cuando su pH est comprendido entre 7 y 9.5, aproximadamente. . (Andres F. Bautista and Elkin D. Flores, 2011: 23)

1.4.5. Fases de un fluido de perforacin

a) Fase contina

Se conoce como fluido de perforacin de fase continua a aquel fluido el cual mantiene todos los aditivos qumicos en suspensin.

La fase continua de un lodo base agua es el agua y a si mismo si la base del lodo es aceite su fase continua ser aceite. Algunos aditivos qumicos que son slidos se disuelven o se dispersaran la fase continua. Forman una mezcla homognea que proporciona un sistema de fluido de perforacin

b) Fase discontinua

Las partculas slidas o lquidos en suspensin dentro de otro (glbulos) constituyen la fase discontinua. En el caso de un fluido base aceite conocido como emulsin inversa, la fase continua es disel y los glbulos de agua salada son la fase discontinua o dispersa.

Estos lodos se utilizan para perforar a grandes profundidades o en formaciones altamente problemticas que presentan como caractersticas principal, la dispersin de arcillas constitutivas usando lignosulfonatos y elevadas temperaturas.

CUADRO 1. Caracterizacin de fase continua y discontinua

FACE CONTINUA

(mayor volumen de lquidos)FACE DISCOTINUA

(menor volumen de solidos o lquidos)TIPO DE FLUIDOS

El agua integra el 60 a 90% del volumen como base en la formulacin de un sistema (tipo) de fluidoBentonita, Barita,Dispersantes y ciertos polmerosIntegran del 7 a 27 % de los slidos y el 3% de lubricantes lquidos como volumenLA FORMULA DE ESTOS TIPOS DE FLUIDOS SE CONOCEN COMO BASE AGUA

El aceite integra el 40 a 70% del volumen como base en la formulacin de un sistema (tipo) de fluidoLas salmueras de diversas sales como calcio o sodio ocupan entre el 10 a20% como volumen.Los emulsificantes el 5% y de un 15 a 35% los slidos.LA FORMULACION DE ESTOS TIPOS DE FLUIDOS SE CONOCEN COMOBASE ACEITE

Fuente: fluidos de perforacin (2001)

1.4.6. Tipos de fluidos de perforacin

En el campo de los fluidos de perforacin existen diferentes tipos de fluidos de perforacin o lodos de perforacin el uso de estos depende del tipo de formacin a perforar en siguiente tabla podremos ver el esquema de seleccin del fluido de perforacin.

GRAFICA 1. Utilizacin de fluido de perforacin segn el tipo de pozo

1.4.7. Lodos de perforacin especiales

Son formulaciones especficas realizadas en laperforacin de pozos que cumplen con ciertos propsitos y condiciones en las cuales se encuentre la formacin, donde son agregados al lodo ciertos, polmeros, qumicos y aditivos paraproducir de manera eficiente el yacimiento.

Los fluidos de perforacin se clasifican de la siguiente manera de los que describirn los dos primeros que son referentes a nuestro tema en cuestin.

Lodos ligeramente tratados, noInhibitorios Lodos No-dispersos, de slidos mnimos Lodos de emulsin de petrleo Lodos de agua salada Lodos tratados con calcio Lodos de lignosulfonatos Lodos debiopolmeros Lodos de polmeros celulsicos Lodos de almidn

1.4.8. Lodos ligeramente tratados, noInhibitorios

Son simples y poco costosos. Los aditivos comerciales se limitan generalmente a viscosificante, dispersantes, soda caustica y tal vez algo de barita.

En muchos casos no estn presentes todos esos aditivos; en algunos casos no se emplea ninguno de ellos. La enorme mayora del metraje perforado ha sido hasta ahora con estos lodos.

Esto es particularmente cierto para profundidades de hasta 10560 ft, pero se han utilizado estos lodos ligeramente tratados, y con xito a profundidades mucho mayores. Los lodos ligeramente tratados se subdividen en los siguientes tipos: Lodos de agua pura lodos nativos lodos de bentonita y agua

a) Lodos de agua pura

Es a veces el mejor fluido para perforar formaciones duras, compactas y compresiones vecinas a la normal. El agua empleada vara entre agua dulce y salmuera saturada, dependiendo de la disponibilidad de agua de la naturaleza de las formaciones. Se emplean velocidades anulares adecuadas para limpiar el pozo, a veces se aade soda caustica para el control de lacorrosin una forma eficiente de remover slidos en fluidos de agua pura es la sedimentacin.

b) Lodos nativos

En algunas reas las formaciones perforadas contienen lutitas productoras de lodo. Cuando se bombea agua hasta el fondo del pozo durante la perforacin retorna barrosa.

La viscosidad va aumentando la circulacin continua y el resultado es un lodo nativo. La dilucin evita que el lodo se haga demasiado viscoso. Se puede aadir pequeas cantidad desde bentonita para mejorar la perdida de filtrado natural. Tambin se agrega a veces soda caustica, para elcontrol de la corrosin.

c) Lodos de agua Bentonita

La bentonita y el agua dulce producen un fluido de perforacin con buena capacidad de arrastre, caractersticas favorables de reduccin de viscosidadpor corte y buen control de prdida de filtrado.

Estees un lodo de iniciacin de empleo frecuente, que tambin se usa en algunos casos a mayores profundidades. Las propiedades del agua son importantes tambin la presencia de sal y la dureza en el agua interfiere con la hidratacin de la bentonita y reducen su eficacia.

1.4.9. Lodos no Dispersos de slidos mnimos

Fluidos de perforacin de agua clara tales como las salmueras nativas, han sido empleados con xito en algunas reas, sin embargo, para la mayora de las perforaciones el agua no provee la viscosidad, la densidad o el control defiltrado adecuado.

Los polmeros constituyen una alternativa con respecto a las arcillas como viscosificantes, tambin proveen el control de filtradosuplementario (si bien usualmente debe aadirse algo de bentonita), los dispersantes aumentan la tolerancia de los lodos a los slidos perforados en partculas ms pequeos, esto dificulta la remocin en la superficie de slidos perforados y aumenta la cantidad de slidos coloidales en el lodo.

1.4.10. Optimizacin de fluido de perforacin

La optimizacin de perforacin es el proceso lgico que analiza efectos e interacciones de las variables pertenecientes a la perforacin a travs de modelos matemticos con el fin de lograr la mayor eficiencia de perforacin, la cual se ve reflejada en una reduccin de costos significativos. El proceso involucra una evaluacin posterior de los registros de perforacin para determinar la efectividad de costo de las variables de control seleccionadas, las cuales incluyen tipo de fluido de perforacin, hidrulica, tipo de trepano, peso sobre el trepano, y velocidad de rotacin. Tambin se debe tener una flexibilidad en el programa con el fin de permitir cambios tcnicos a la hora de encontrar ciertos problemas no esperados. (Optimizacin de fluidos de Perforacin. James L. Lumes and J.J. Azar. --- ,18)

1.4.11. Filtracin

Se define como filtracin a la accin del paso de fluidos del lodo hacia la formacin debido a la presencia de una permeabilidad lo suficientemente alta como para permitirlo. Si la permeabilidad es demasiado alta, inicialmente el lodo tender a llenar estos espacios vacos en la cara del pozo. Posterior a este suceso, se empieza a formar un paquete de slidos pertenecientes al lodo mejor conocido como retorta; esta retorta se forma en la pared del pozo y tiene como funcin disminuir la permeabilidad de la formacin con el fin de disminuir la prdida de lodo hacia la formacin. (Ver anexo, 1)

Las leyes de la filtracin no entran en efecto sino hasta que se forma una pelcula de lodo, esta se compone de slidos presentes en el lodo junto con los slidos adjuntos provenientes de la formacin la cual se perforada. Un parmetro an ms importante es el tamao de partcula, la forma y la manera en que estas estn distribuidas.

Por medio de la experiencia se ha desarrollado un conocimiento acerca del valor estndar mnimos de perdida de agua que se debe mantener con el fin de ejecutar operaciones de perforacin de sin tener problemas o contratiempos. Las pruebas a alta Presin y a alta temperatura, solo sirven como una gua para ciertos casos de prueba ya que las presiones y las temperaturas que se manejan durante la perforacin de un pozo son temperaturas elevadas conllevando as a malinterpretaciones en los resultados, por lo tanto se deben ejecutar pruebas a condiciones reales como por ejemplo presiones de 500 psi y temperaturas de 300 F. (Adrin C. Fajardo Molina y Carlos J. Rodrguez Rodrguez, 2010: 40).

Las filtraciones se pueden dar en formaciones fracturadas, que incluyen fracturas naturales o hechas durante la perforacin, formaciones de alta permeabilidad como arenas masivas, capas de conchas o depsitos de acantilados, formaciones altamente porosas como arenas y capas de grava, formaciones cavernosas como calizas dolomitas, tizas y otras con porosidad secundaria. Existen dos tipos de filtracin:

a) Filtracin dinmica

La filtracin dinmica es sensiblemente diferente de la filtracin esttica, muchas veces con tasas de filtracin considerablemente ms altas. No existe ninguna correlacin directa entre las medidas de filtracin esttica de API y ATAP y la filtracin dinmica. . (Manual de fluidos de perforacin API, 2001:236)

b) Filtracin esttica

La filtracin esttica ocurre bajo condiciones estticas, es decir en cualquier momento en que el lodo no est circulando. Varios factores controlan la tasa de filtracin bajo estas condiciones. La ley de Darcy, un modelo clsico de flujo de fluido, ayuda a identificar los factores que afectan la filtracin. (Manual de fluidos de perforacin API, 2001:228)

1.4.12. Problemas ocasionados por la filtracin

Existe cierto nmero de problemas que ocurren durante las operaciones de perforacin y completamiento debido a lodos con caractersticas defectuosas de filtracin. Altas tasas de filtracin y pelculas pueden ser las causas de los siguientes inconvenientes tcnicos:

Puntos apretados en el pozo que causan un arrastre excesivo. Mayor suabeo y pistoneo debido a la reduccin del espacio anular libre. Pegadura por presin diferencial de la columna de perforacin debido ala mayor superficie de contacto y al desarrollo rpido de las fuerzas de adhesin causado por la tasa de filtracin ms alta.

Dificultades con la cementacin primaria debido al desplazamiento inadecuado del revoque.

Mayor dificultad para bajar el revestidor.

Daos a la formacin causados por la invasin de filtrado y slidos.

Prueba invlida de muestreo del fluido de la formacin.

Dificultades en la evaluacin de la formacin causadas por la invasin excesiva de filtrado, la mala transmisin de las propiedades elctricas a travs de revoques gruesos, y posibles problemas mecnicos al bajar y recuperar las herramientas de registro.

Las zonas de aceite y gas pueden pasar desapercibidas porque el filtrado est desplazando a los hidrocarburos, alejndolos del pozo, lo cual dificulta su deteccin.(Manual de fluidos de perforacin API, 2001:226)

La mayora de estos problemas no son causados por la cantidad de filtrado que se pierde hacia la formacin, pero si son causados por la pelcula de lodo que es dejada en las paredes del pozo. Los nicos problemas causados por una excesiva perdida de fluidos son concernientes a la evaluacin de la formacin y al dao de la formacin.

Cuando entran grandes volmenes de filtrado a la formacin, los fluidos de la formacin pueden ser desplazados de la zona cerca a la cara del pozo y as de esta manera engaar a las herramientas de registros de pozos. Las herramientas de evaluacin de la formacin tambin pueden recuperar algo del filtrado, haciendo an ms difcil la identificacin del verdadero fluido presente en la formacin. .1.4.13. Factores que afectan la filtracin

a) Tiempo

La prdida de fluidos de acuerdo con las especificaciones API es de 30 minutos. En caso que no se cuente con el suficiente tiempo para realizar la prueba a 30 minutos, la siguiente ecuacin.

Q2=Q1 T2 T1 (4)Dnde: Q2 = Cantidad de filtrado a 30 minutos (cm3) Q1 = Cantidad de filtrado a 7 minutos (cm3) T2 = Duracin de la prueba API (30 minutos) T1 = Duracin de la prueba a (7 minutos)

b) Temperatura

Un aumento en la temperatura usualmente repercutir en un incremento en las tasas de filtracin. Un aumento en la temperatura disminuir la viscosidad de la fase liquida lo cual se convertir en un aumento de la perdida de fluidos si y solo si los otros factores permanecen constante; en este caso la cantidad de filtrado variara proporcionalmente con la raz cuadrada de la viscosidad del fluido.

Q2=Q1 2 1 (5)

Dnde: Q2 = Cantidad de filtrado desconocida a 2 (cm3) Q1 = Cantidad de filtrado conocida a 1 (cm3) = viscosidad

c) Dispersin

Tambin es necesaria una apropiada dispersin de las arcillas en forma coloidal en el fluido de perforacin. Cuando las partculas estn bien dispersas, se alcanza unas muy buenas caractersticas de filtracin, en un lodo floculado el filtrado fcilmente pasa entre los agregados del lodo resultando en una mayor cantidad de fluido perdido.d) Presin

En el caso que el medio de filtracin fuese homogneo, la cantidad de filtrado variara proporcionalmente a la raz cuadrada de la Presin. Esto no existe en la realidad ya que la pelcula est sujeta a compresibilidad y la continua deposicin de material; por lo tanto cambia tanto en porosidad como en permeabilidad.

Si el aumento de presin deforma las partculas en la pelcula o las fuerza a juntarse, esto podra repercutir en disminucin de la permeabilidad. Si la permeabilidad disminuye entonces el efecto del aumento de presin sobre la perdida de fluido debera tambin disminuir en la misma cantidad, esto quiere decir que la presin de filtracin sobre la perdida de fluidos es funcin de la compresibilidad de la pelcula.

e) Efecto de la permeabilidad de la pelcula

La manera ms eficiente de controlar la perdida de fluidos es el control de la permeabilidad de la pelcula de lodo. El tamao, la forma y la habilidad de las partculas para deformarse bajo la presin son factores esenciales en el control de la permeabilidad. Partculas pequeas tienden a formar retortas an menos permeables que aquellas formadas por partculas grandes. Por lo tanto se puede afirmar que un producto diseado para ofrecer un excelente control de permeabilidad debe poseer partculas menores a 1 micrn. (Adrin C. Fajardo M. Y Carlos J. Rodrguez. 2010, 43)

Las partculas planas son ms efectivas que las esfricas y que las partculas de forma irregular, ya que pueden formar una retorta mejor empacada; si las partculas pueden ser deformadas por la Presin, la retorta estara an mejor empacada. Las partculas de bentonita parecen cumplir con todos los requisitos, estas son pequeas (menores a 0,05 micrones), tambin son de forma plana y bastante delgada en comparacin a sus dimensiones planas. Estas partculas tambin forman retortas bastante compresibles; a medida que el grado de hidratacin de las partculas se incrementa, la permeabilidad de la retorta resultante disminuye. Las retortas de bentonita en agua fresca tienen permeabilidades cercanas a 1 milidarcy. (Adrin C. Fajardo M. Y Carlos J. Rodrguez. 2010, 43)

1.4.14. Agentes de control de filtrados

Existen diferentes tipos de aditivos esenciales para el control de filtrado en lodos base agua.

a) Arcillas

Son los principales agentes de control de filtrado para sistemas de lodo base agua. Uno de los puntos claves se basa en una correcta distribucin del tamao de partculas slidas. Esto quiere decir que el lodo debe tener un amplio rango de tamaos de partculas, un muy grande porcentaje de estas partculas deben ser iguales o menores a 1 micrn.

Las arcillas comerciales como la bentonita es el material ms usado en la preparacin de lodos base agua. Es una arcilla (slico aluminato) que sirve para dar viscosidad y control de filtrado a loso lodos base agua.

En la industria de fluidos de perforacin, ciertos minerales arcillosos tales como la esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son usados para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de filtrado. (David Guzmn, 2010: 2).

La habilidad de la bentonita para reducir la cantidad de filtrado puede ser atribuida al tamao de las partculas, la forma plana de las partculas, y la capacidad de hidratarse adems de comprimirse bajo Presin.

b) Almidones

El almidn, un polmero de carbohidrato natural, ha sido usado para controlar la filtracin en los fluidos de perforacin desde los aos 1930. Los almidones pueden ser usados en agua de mar, agua salada, agua dura y salmueras complejas. Los almidones ms econmicos y ms usados son preparados a partir de maz o papas, pero tambin hay almidones disponibles que son preparados a partir de otros productos agrcolas.

La mayor parte del almidn que se usa para el control de filtracin es preparado mediante la separacin y el calentamiento de los granos de almidn para romper su capa de amilopectina. Esto libera la amilosa, la cual absorbe el agua y se hincha para formar bolsas esponjosas. La amilosa causa una disminucin de la filtracin mediante la reduccin de la cantidad de agua libre en el sistema y la obturacin de los poros del revoque. Se dice que los almidones tratados de esta manera estn pre gelatinizados. (Manual de fluidos de perforacin API, 2001:239)

c) Polmeros

Los polmeros son los productos de control de filtracin ms usados en los lodos base agua. Pueden variar de almidones naturales y celulosa modificada a polmeros sintticos complicados, capaces de proporcionar el control de filtracin a temperaturas elevadas y en condiciones adversas. Estos polmeros a veces se clasifican segn su accin dentro de un sistema de lodo, as como tambin segn su composicin qumica. (Manual de fluidos de perforacin API, 2001:239)

Comnmente se usan los polmeros que viscosifican el fluido ya que tienen doble efecto sobre el lodo de perforacin, adems estos fluidos relativamente sin carga, son menos sensitivos al ambiente en el que se encuentran, tambin desarrollaran viscosidad en presencia de dureza y sal, sin embargo altas concentraciones podran reducir su efectividad. (Andres F. Bautista and Elkin D. Flores, 2011: 55).

d) Dispersantes qumicos

Una dispersin mejorada generalmente resulta en un disminucin en la cantidad de filtrado. Esto es un resultado de la distribucin homognea de los tamaos de las partculas slidas presentes en el fluido. La habilidad de los dispersantes para reducir la prdida de fluido se remite a la adsorcin qumica de las partculas o a que el qumico por s mismo puede adicionar otro tamao de partcula. Estos dispersantes pueden trabajar a temperaturas y a presiones an mayores que en las que los polmeros pueden trabajar, no son tan fcilmente afectados por la accin bacteriana y pueden ser usados en altas concentraciones de sal y calcio.

Entre la gran variedad de tipos de aditivos esenciales para el control de filtrado en lodos base agua. Estos dependen del tipo de lodo al cual estn siendo aplicados y el medio qumico donde se introducen.CUADRO 2. Tabla de algunos agentes comerciales de control de filtrado.

Fuente: Manual de fluidos de perforacin instituto americano del petrleo 2001

1.4.15. Uso de almidones en los fluidos de perforacin

Existen muchas reas donde la perforacin con agua dulce es de amplio uso, la perforacin con agua dulce se aplica a reas de presin de formacin normal y a reas donde las arcillas no sean gran problema. El uso ms comn de los polmero es como controlador de filtrado, usualmente como un aditivo suplementario a la bentonita o a otros qumicos.

La cantidad de material usado para el control de filtrado es mucho mayor que la usado para la modificacin de la viscosidad, la floculacin y la estabilizacin de arcillas.

La mayora de los fluidos de perforacin con bajo contenido de slidos estn compuestos por agua con cantidades variantes de bentonita y un polmero. Los polmeros se adicionan al sistema para aumentar la viscosidad mediante la floculacin o por medio de la viscosificacion del agua.

La mayor diferencia en los polmeros se remite a la definicin de si son materiales sintticos o naturales. En general, las gomas son materiales ms complejos y por lo tanto ms estables bajo condiciones adversas. Esta complejidad estructural tambin se refleja en una complejidad reologica, dando caractersticas menos Newtonianas. Los derivados celulsicos, a pesar de ser una combinacin de materiales sintticos y naturales poseen caractersticas muy parecidas a las de los materiales sintticos, los cuales realizan su funcin mediante la accin de sus cargas ya sean positivas o negativas adems de su peso molecular.

1.4.16. Clasificacin de polmeros de acuerdo a su origen

1.4.16.1. Polmeros Naturales.- Fueron introducidos en la industria petrolera en la dcada de los 30 como controladores de filtrado, y an siguen cumpliendo esa misma funcin. Inicialmente se us el almidn de maz, pero ltimamente el uso del almidn de papa se ha incrementado dramticamente. Ambos almidones deben ser procesados con el fin de hacerlos solubles en agua fra. Tambin ambos almidones son susceptibles a la degradacin bacteriana. Sin embargo casi siempre vienen mezclados con preservativos. (Adrin C. Fajardo M. y Carlos J. Rodrguez, 2010: 49).

1.4.16.2. Polmeros Sintticos.- estos polmeros se obtienen, mediante una reaccin repetitiva de monmeros iguales (homopolimeros) o diferentes (copolimeros). Son ms costosos que los naturales y los modificados, son ms resistentes a los contaminantes. Por lo general estos polmeros son de alto peso molecular, razn por la cual se utilizan frecuentemente para: viscosificar, flocular y estabilizar. (Andres F. Bautista and Elkin D. Flores, 2011: 55).

1.4.17. Generalidades sobre el almidn

Al realizar un estudio novedoso sobre las caractersticas que podra ofrecer de un producto bajo ciertos ambientes de prueba, se debe realizar un anlisis detallado de la composicin y de las propiedades pertenecientes al producto en este caso el almidn.

1.4.18. Qumica del almidn

El almidn es una fraccin importante de un gran nmero de productos agrcolas, como los cereales (maz, trigo, arroz), cuyo contenido de este carbohidrato es de 30 a 80%, las leguminosas (frejol, haba), con 25 a 50%, los tubrculos (papa, yuca), en los que el almidn representa entre 60 y 90%, y algunas frutas, como el pltano, que en su estado verde o inmaduro alcanza contenidos de almidn de hasta 70% en base seca, cantidad que es comparable con la que presentan algunos cereales, leguminosas y tubrculos que se han usado tradicionalmente para el aislamiento de este polisacrido. (Adrin C. Fajardo M. y Carlos J. Rodrguez, 2010: 49).

El almidn est formado por una fraccin lineal (amilosa) y por una ramificada (amilo pectina), ambas compuestas por molculas de D-glucosa. 1.4.19. Generalidades del algarrobo

El nombre con que se conocen en diferentes lugares de Amrica Latina es Algarrobo; la palabra deriva del rabe al carub, que significa el rbol por antonomasia.

El algarrobo es un rbol que aporta, desde tiempos ancestrales, muchos beneficios al hombre de las regiones del chaco, gracias a sus mltiples usos como alimento, forraje, abono, madera, medicina y materia prima para el desarrollo de diversas actividades econmico-productivas.

El algarrobo constituye una especie importante en la captacin de nitrgeno, CO2 del aire y su fijacin en el suelo, y la incorporacin de materia orgnica a partir de la descomposicin de sus hojas y ramas.

Un rbol adulto puede producir hasta 100 kg de vainas, pero la produccin de frutos no es todos los aos pareja por distintos factores; en promedio es alrededor de 20 kg de frutos por rbol/ao.

1.4.19.1. Descripcin.- (Ver anexo 2)

a) Altura: Puede llegar a alcanzar alturas de 8 a 20 metros. Su fuste es irregular, tortuoso y nudoso, con un dimetro entre 80 cm y 2 metros. b) Copa: Por lo general tiene forma de sombrilla muy amplia que sobrepasa los 15 m de dimetro, posee ramas de formas caprichosas y abundante follaje siempre verde. En algunos casos tiene ramas colgantes que llegan al suelo. c) corteza: La parte externa de color pardo-gris-negruzca, fisurada, leosa y ocasionalmente con espinas. La parte interna de color blanco y rojo, con olor a barniz y textura fibrosa. d) hojas: Perennes y compuestas, con el peciolo bastante corto y los foliolos elpticos, de borde entero y nervadura central en el envs. Las orugas verdes son las principales minadoras de sus hojas. e) flores: Crecen en largas espigas axilares. Son pequeas, de color amarillo plido, pubescente, cliz campanulado y corola con 5 ptalos separados. La flor de este rbol es muy susceptible a cambios de temperatura y fuertes vientos. f) frutos: Son unas vainas de pulpa dulce y carnosa, que miden de 10 a 30 cm de largo, 1 a 1.5 cm de ancho y de 5 a 9 mm de espesor. g) semillas: De color grisceo o pardo, forma ovoidea y aplanada, y presentes en un nmero de 20 a 30 por vaina. Algunos depredadores de las semillas son el pampero peruano y las lagartijas, quienes se las alimentan de ellas. h) races: Posee 2 tipos de races bien diferenciadas, que le permiten obtener los nutrientes que requiere el rbol:

Tiene una o dos races pivotantes de hasta 60 m de profundidad, que le permiten obtener agua a distintas profundidades. Las races laterales se extienden hasta por 60 m por encima de la superficie a una profundidad de 15 a 25 cm.(http://www.peruecologico.com.)

CUADRO 3. Taxonoma del algarrobo

Reino:Plantae

Filo:Magnoliophyta

Clase:Magnoliopsida

Orden:Fabales

Familia:Mimosaceae

Gnero:Prosopis

Especie:Pallida

Fuente: PER ECOLGICO / Actualizada (2009)

CUADRO 4. Composicin del almidn de algarrobo

Pectina25,17%

amilosa74,8 %

Sacarosa32,80

Otros azcares7,94

Almidn3,78

Agua15,90

Protenas4,06

Grasas0,49

Celulosa6,32

Minerales2,54

Fuente: PER ECOLGICO / Actualizada (2009)

1.4.20. Subandino Sur

Tiene una extensin total de 73 630.87 km2, se extiende al sur del Ro Grande dentro de la provincia geolgica Subandina, su lmite occidental con la cordillera Oriental es de carcter tectnico y morfolgico.

Morfolgicamente esta zona exploratoria corresponde a las serranas subandinas alineadas segn una serie de cadenas paralelas Norte-sur, con elevaciones entre 1000 y 2000 m, las que estn relacionadas a pliegues elongados asimtricos, generados por la orogenia andina dentro de la clsica faja plegada y corrida. Los anticlinales, de Oeste a Este, pasan de muy comprimidos a poco comprimidos, cuyas edades varan sucesivamente en el mismo sentido, desde el Mioceno Medio hasta el Plioceno. Las estructuras estn abiertas generalmente en el Carbonfero Inferior y el Devnico Superior. La secuencia estratigrfica de inters de esta zona comprende los sistemas Silrico, Devnico, Carbonfero, Prmico, Trisico, Jursico, Palegeno tardo y Negeno.(Ver anexo 3).

1.4.21. Estructura carbonfera

Muy difcil de describir debido a los ambientes de posicionales. Abruptos cambios de facies en cortas distancias, las cuales han sido documentadas por afloramientos, pozos y la ssmica 2D 3D. Litologa: Conglomerados, Areniscas, Diamictitas, Lutitas, Arcillitas. (REPSOL YPF, perforacin de pozos exploratorios profundos en el Subandino, ---. 10)

La formacin Tupambi es perteneciente a esta estructura. (Ver anexo 4)

a) Caracterizacin: Altos Buzamientos Sistema de Esfuerzos tipo Strike Slip Abrasividad Alta resistencia a la compresin Bajos Gradientes de Fractura Dimetros de Perforacin 26 y 17

b) Problemas Potenciales: Estabilidad de pozo Perdidas Baja ROP Desviacin Break outs(paro de pozo) Alta solicitacin de Herramientas.

1.5. Cobertura

El presente trabajo se basa con la ideologa planteada nuestra universidad de generar estudiantes competentes, competitivos e investigadores.

En el aspecto socio cultural este trabajo involucra a toda la comunidad universitaria, en especial a la carrera de Ingeniera de Petrleo y Gas Natural ya que su este trabajo los involucra directa e indirectamente.

El presente trabajo tambin involucrara de forma directa a las comunidades cercanas al pozo Sararenda X-1. Nuestro estado boliviano est trabajando mucho en la exploracin de nuevos campos hidrocarburiferos y a la vez va perforando nuevos pozos este trabajo de investigacin ayudara a diferentes empresas a solucionar problemas de filtracin al momento de perforar y de la misma impulsara el desarrollo econmico de comunidades mediante la produccin de almidn de algarrobo.

II. OBJETIVOS

2.1. Objetivo General

Proponer la optimizacin de fluido de perforacin que atravesara la formacin Tupambi I, a partir del almidn de algarrobo para evitar problemas de filtracin durante su perforacin en el pozo Sararenda X-1, mediante la compilacin de datos de filtrado.

2.2. Objetivos Especficos

Recolectar datos del pozo Sararenda X-1 con respecto a su programa de fluidos de perforacin como tambin datos litolgicos de las formaciones a perforar.

Analizar y procesar los datos obtenidos

Realizar una comparacin de filtrado del pozo con los datos de pruebas de laboratorio compiladas.

Evaluar los datos obtenidos y considerar su factibilidad para su en el pozo Sararenda X-1.

III. METODOLOGIA

3.1. Localizacin

Para la presente tesina se tom datos de referencia del pozo perforado Sararenda X1 ubicado en el bloque Guairuy. Este forma parte de la cuenca subandina sur de Bolivia en la formacin Huamampampa la cota del terreno es de 1200 mts. , los pozos de cercana son Guairuy X-24 y Cuevo W x2. El pozo est ubicada a una latitud 20 15 57 S, longitud 63 34 36 W; XUTM: 439.765 metros YUTM: 7 758.956 metros. (Folleto de YPFB Corporacin 2012, 9)

Este bloque est ubicada en el municipio de Camiri de la provincia Cordillera, departamento de Santa Cruz. (Ver anexo 2)

3.2. Materiales

Los materiales ocupados para la investigacin fueron los siguientes

3.2.1. Materiales de escritorio

a) Computadora porttilb) Hoja bonc) Tablerod) Cmara fotogrfica e) Bolgrafosf) Internetg) Impresora h) Tinta para impresora

3.2.2. Materiales de laboratorio

a) Bentonitab) Almidn de algarrobo c) Balanza electrnicad) Vasos precipitados 900ml, 500ml y 100ml e) Pastilla electromagnticas f) Esptulas g) Estufa h) Agitador magntico i) Balanza para lodos j) Viscosmetro fann modelo 286k) Papel filtro

3.3. Enfoque de la Investigacin

El presente trabajo es de carcter retrospectivo ya que se tuvo informacin y datos anteriormente realizados, los cuales sirven como base para la realizacin del presente trabajo.

Tambin es de carcter cuasi experimental longitudinal ya que el estudio se lo realizo en parcialmente en laboratorio en cuanto a los diferentes parmetros como: densidad viscosidad, punto de cedencia, donde se manejaron variables para obtener un resultado excepto la prueba mediante prensa filtro el cual determinara la cantidad de filtrado pero se ocup el mtodo de filtracin por gravedad y de esta forma completar el experimento, lo anterior est estrechamente relacionado con una metodologa longitudinal porque las variables han sido manejadas en ciertos periodos de tiempo analizando sus causas y efectos que a futuro servirn como referencia para futuras investigaciones.

El presente trabajo est orientada a proponer la optimizacin de fluido de perforacin base agua (bentonitico) con la adicin de almidn de algarrobo pre gelatinizado para evitar filtraciones en la formacin TUPAMBI I, en el pozo Sararenda X-I realizando un estudio experimental tomando en cuenta el manejo de variables dependientes e independientes los cuales se los realizado en laboratorio.

3.4. Estrategias de intervencin

3.4.1 Organizacin interna

La colaboracin brindado por las siguientes personas fue de suma importancia para el desarrollo del presente trabajo de investigacin.

Asesores tcnico Encargada de laboratorio Asesor lingista Tribunales tcnicos Tribunal lingista 3.4.2. Coordinacin externa

De acuerdo al planteamiento del presente trabajo se realiz la bsqueda de informacin con respecto a su programa de fluidos de perforacin y tipos de formaciones en las cuales se da filtracin referente al pozo Sararenda X-I, y pozos adyacentes a cargo de Y.PF.B. ANDINA S.A. esto se logr por medio de la colaboracin del encargado de recursos humanos de dicha empresa.

3.4.3. Promocin difusin

Para la promocin y difusin del presente trabajo de investigacin ser lo siguiente:

Defensa del presente trabajo frente a tribunales, diferentes entes de la institucin y pblico en general

Ejemplares que quedaran en biblioteca como material bibliogrfico para futuras consultas referentes al tema en cuestin.

Publicacin del presente trabajo en pgina de internet.

3.4.4. Muestra y tamao de la muestra

La muestra con la que se trabaj en laboratorio fue en una cierta cantidad de almidn de algarrobo, juntamente con bentonita.

CUADRO 5. Tamao demuestras para laboratorio

Descripcin Muestra

100 gr bentonita+ 800 ml H2O900 ml de Fluido base

100 gr de almidn de algarrobo + 400ml H2O500 ml de almidn pre gelatinizado activado

3.4.5. Diseo Experimental

El desarrollo del presente trabajo est basada dentro del marco de un estudio cuasi experimental para proponer un fluido de perforacin el cual reducir el filtrado en la formacin Tupampi I del pozo Sararenda X-1.

CUADRO 6. Identificacin de variables

3.4.5.1. Procedimiento para la obtencin de almidn de algarrobo gelatinizado.- para la gelatinizacin del almidn de algarrobo se tom en cuenta las recomendaciones del trabajo de tesis:

FACTIBILIDAD DEL USO DEL ALMIDON DE PLATANO COMOADITIVO PARA LODOS DE PERFORACION

Para el tomaron como punto de referencia la bibliografa PROPIEDADES QUIMICAS Y FUNCIONALES DEL ALMIDON NATIVO Y MODIFICADO y THERMAL STABILITY OF STARCH AND CARBOXYMETHYL CELLULOSE BASED POLYMERS USED IN DRILLING FLUIDS.La gelatinizacin del almidn de algarrobo se realiz se realiz en laboratorio de la siguiente manera:

Pesado en balanza electrnica de la cantidad de almidn de algarrobo a ocuparse. Calentamiento de agua hasta llegar a punto de ebullicin (100C o 212 F) Mesclado de almidn de algarrobo con agua a temperatura ambiente agitar constantemente para evitar la formacin de grumos ya que la mezcla debe de ser homognea. Una vez obtenido el agua a temperatura de ebullicin y la mezcla de almidn en agua a temperatura ambiente se debe verter este ltimo sobre el agua en ebullicin sin dejar de agitar, para lograr una mezcla homognea y as lograr una activacin exitosa del almidn de algarrobo. Luego se debe seguir agitando y calentando por un lapso de 15 minutos (la agitacin es muy importante para evitar la formacin de grumos y el quemado de la mezcla). Una vez pasado el tiempo establecido se debe dejar de calentar, y llegar a alcanzar temperatura ambiente. Por ultimo una vez alcanzado la temperatura ambienten la gelatinizacin del almidn de algarrobo alcanza su activacin y listo para su posterior utilizacin.

3.4.5.2. Reacciones de la gelatinizacin.- Al ocupar temperaturas de 100C (temperatura de ebullicin agua) al almidn de algarrobo se logra romper las cadenas ramificadas de amilopectina permitiendo a las cadenas de amilosa reagruparse y consecuentemente se genera una cadena lineal de mayor peso molecular este proceso es conocido como retrogradacin.

Al tener estas cadenas lineales y de mayor peso molecular al enfriarse las molculas genera la gelatinizacin del almidn y un aumento de la viscosidad del fluido. Esta viscosidad que proporciona un almidn al ser gelatinizado (proceso de retrogrado) depende de la relacin que exista entre amilosa y amilopectina del almidn y del peso molecular de estas cadenas polimricas generadas.

La relacin de amilosa y amilopectina del almidn de algarrobo se encuentra entre el 25/75 aproximadamente.

3.4.1. Recoleccin de Informacin

Se tuvo que visitar las instalaciones (oficinas) de Y.P.F.B Andina S.A. ubicada en el departamento de Santa Cruz, los cuales proporcionaron informacin contenido en una presentacin power point que lleva por ttulo PLANIFICACION E INGENIERIA Y CONSTRUCCION DE POZOS YPFB ANDINA realizado por: Ing. Walter Caldern Ponce de Len el cual fue de mucha importancia para la realizacin del presente trabajo.

CUADRO 7. Diseo de planificacin de Programa de fluidos pozo sararenda X-1

Fuente: Y.P.F.B. ANDINA S.A. (2010)

La grafica muestra la litologa del pozo Sararenda X-1 la que se toma en cuenta es la formacin Tupampi I que es la primera formacin a perforar. (Ver anexo 5)

Se tom como referencia el programa de fluidos de perforacin del pozo Sararenda X-I del cual se tom en cuenta los parmetros de filtrado hasta 1000 metros de profundidad.

Tambin se tuvo que visitar pginas de internet y diferentes citas bibliogrficas referentes al tema en cuestin.

3.4.2. Recoleccin de Muestras

La muestra fsica de almidn de algarrobo se compr una cantidad de 1000 gr con un costo de 7bs para realizar su gelatinizacin y de igual se tom muestras fsicas de bentonita que fueron proporcionadas por el laboratorio de nuestra universidad.

3.4.3. Procesamiento de la Muestra

Los procesos establecidos de la muestra para su sentido y orientacin se lo hicieron con estrategias especficas de la investigacin retrospectiva, cuasi experimental longitudinal describiendo datos y analizando cada uno de estos.

Se anlisis el comportamiento de los parmetros de fluido bentonitico en agua dulce y de la misma manera para el almidn ms agua dulce. Como ya se mencion anteriormente la prueba de filtrado se lo realizo por gravedad a falta del equipo filtro prensa a baja temperatura y baja presin lo que llevo a realizar anlisis y comparaciones de resultados con diferentes trabajos realizados con otros tipos de almidones y de esta manera determinar el filtrado y obtener nuestros conclusiones.

CUADRO 8. Anlisis de propiedades de la bentonita

CUADRO 9. Anlisis de propiedades del almidn gelatinizado

Se analiz mediante los instrumentos de medicin los parmetros (variables) una vez obtenido tres muestra de con distintas concentraciones de almidn de algarrobo.

CUADRO 10. Medicin con equipo de fann (viscosmetro)

CUADRO 11. Obtencin de parmetros de fluido bentonitico mas almidn de algarrobo gelatinizado

3.4.4. Criterios e Instrumentos de Seguimiento

Entre los criterios de seguimiento tenemos los diferentes informes mensuales elaborado por asesor tcnico y lingista as de esta manera cumplir con el cronograma estipulado.

CUADRO 12. Criterios de seguimiento

VariableDefinicin conceptualDimensinIndicadorInstrumentos

Almidn de algarrobo Los cuales son hidratos de carbono que constituye la principal reserva energtica de la mayora de los vegetales. Anlisis de sus propiedades de rendimiento como viscosificante, relacin entre amilosa y amilopectina.Cantidad de concentracin ptima para ser mezclado con el fluido bentonitico.Se obtendr mediante los diferentes comparaciones De las muestra obtenidas (bentonita + almidn de algarrobo).

Parmetros reolgicas de fluido de perforacinMedicin de diferentes parmetros reolgicas los cuales afectan las propiedades del fluido de perforacin (Va, Vp, Yp,densidad, Filtrado APIAnlisis de los cambios en el fluido de perforacin, por manipulacin de sus parmetros.Ej.: elevar la viscosidad del fluido de perforacin para mejor control de filtrado Filtrado APISe obtendr por medio de equipos de medicin como ser balanza de lodos, viscosmetro y prensa API

IV. RESULTADOS Y DISCUSIN

Luego del anlisis y comparacin de las diferentes muestras que se realizado se tuvo los siguientes resultados:

GRAFICA 2. De concentracin de almidn de algarrobo vs Viscosidad aparente

Como se puede observar mientras ms sea la concentracin de almidn de algarrobo gelatinizado aplicada al fluido base bentonitico, va ascendiendo la viscosidad de la mezcla.

GRAFICA 3. De Viscosidad aparente vs filtrado API

Como se pudo observar en la anterior grafica mientras aumente la viscosidad aparente existe menos perdida por filtracin.

Mediante la observacin de esta dos graficas vemos que la cantidad de filtracin depender directamente de la concentracin de almidn de algarrobo adicionado ala bentonita y la viscosidad resltate de esta mezcla proporcionara mientras se eleve ms y este dentro de parmetros de reologia especificados en las normas mejor ser el control de filtracin

V. CONCLUSIONES

Como se pudo observar los diferentes anlisis de las muestras y comparaciones se toma la conclusin que la factibilidad del uso de almidn de algarrobo como controlador filtrado para el pozo Sararenda X-1 (formacin Tupambi I), si es factible y que si se lo puede proponer para su uso en dicho pozo.

Y la cantidad de almidn de algarrobo estimado que se sugiere adicionar es de: 7 lb por barril a usarse.

Tambin se pudo observar que el almidn de algarrobo extiende la propiedad de la viscosidad del fluido bentonitico.

Por ultimo destacar el complimiento de los diferentes objetivos planteados en el presente trabajo.

VI. REFLEXIONES

Para un prximo concluir pruebas utilizando el equipo filtro prensa.

Seguir los estudios del almidn del algarrobo como aditivo para fluidos de perforacin.

Para futuros estudios y o trabajos tomar en cuenta un fluido bentonitico con contaminantes como sal, arcilla natural, etc. Para que de esta manera ver el rendimiento de almidn de algarrobo en este tipo de fluidos.

Tambin hacer el estudio teniendo muestras (testigo) de la litologa Tupampi I para conocer de manera ms exacta el comportamiento de la bentonita adicionada con almidn de algarrobo.

Realizar estudios para la modificacin del almidn del algarrobo para su mejor eficiencia y rendimiento.

Realizar la bsqueda de otros aditivos que puedan colaborar al mejor rendimiento del almidn de algarrobo ya que dentro de la rama de la perforacin el fluido de perforacin se expone a diferentes condiciones naturales extremas.

Realizar estudios de la productividad econmica sobre el algarrobo.

VII. BIBLIOGRAFA

Arredondo, Diego2009 Resumen de lodos para el 1parcial Santa Cruz: UARGRM Ingeniera Petrolera

Bautista Cuadros, Andres F; Flores Barreto, Elkin Daro2011 Factibilidad del uso de almidn de yuca como aditivo en lodos de perforacin. (Trabajo de grado) Bucaramanga: Universidad Industrial SantanderEMI2011 Escuela Militar de Ingeniera. En lnea: http://ingpetroleraemi.blogspot.com/2011/07/fluidos-de-perforacion.html de EMI (20/03/2014)

Energi API2001 Manual de fluidos de perforacin. Procedimiento estndar para pruebas de fluidos de perforacin Dallas, Texas: Instituto Americano del petrleo

Fajardo Molina, Adrin Camilo; Rodrguez Rodrguez, Carlos Jos2010 factibilidad del uso del almidn de pltano como aditivo para lodos de Perforacin. (Trabajo de grado) Bucaramanga: Universidad Industrial Santander

Guzmn, David2010 Qumica de las arcillas

Ing.: Caldern Ponce de Len, Walter2010 Planificacin e ingeniera de la construccin de pozos petroleros Bolivia: YPFB ANDINA S.A.

Martnez Fernndez, Jos Roberto2011 Mtodo de prueba para la determinacin de la perdida de filtrado dinmico a alta presin y alta temperatura para fluidos de perforacin base agua. Mxico D.F., Ciudad UniversitariaPer ecolgica2009 El algarrobo. En lnea: http://www.peruecologico.com.pe/flo_algarrobo_1.htm (Consulta 13/06/2014)

SCHLUMBERGER 2001Fluidos de perforacin y completacin

YPFB Corporacin2009 Juntos hacia el proyecto Sararenda Folleto informativo Santa cruz

YPFB 2012 Exploration Bidding Round Bolivia Marco geolgico YPFB Bolivia. En lnea: www.boliviarondaexploracion.com

Visita pgina web. 2014 El gnero Prosopis algarrobos en amrica latina y el caribe. Distribucin, biotecnologa, usos y manejo. En lnea:http://www.fao.org/docrep/006/ad314s/AD314S04.htm(Consulta 22/05/2014)

VIII. ANEXOS

ANEXO1. Filtrado

Elaborado: Gabriel Mamani Torrez (2014)

ANEXO 2. caracteristicas del algarrobo

Imagen 1. Arbol de algarrobo imagen 2. Hoja del algarrobo

Imagen 3. Fruto de algarrobo imagen 4. Flor de algarrobo

ANEXO 3. Columna Estratigrca Generalizada del Subandino Sur

www.boliviarondaexploracion.com

ANEXO 4. estructura carbonifera

Fuente : perforacion en el subandino sur REPSOL Y.P.F.

ANEXO 5. Ubicasion del pozo sararenda

ANEXO 6. Litologa pozo Sararenda X-1

Fuente: Y.P.F.B. ANDINA S.A. (2010)

ANEXO 7. Instrumentos usados en laboratorio de laboratorio

Imagen 1. Balanza electrnica imagen2. Mezclado de la bentonita

Imagen 3. Gelatinizacin del algarrobo imagen 4. Mezclado de bentonita ms almidn

Imagen 5.balanza de lodos Imagen 6. Viscosmetro fann

Imagen 7. Filtrado por gravedad19

Hoja1

Prueba de lodo base (agua + bentonita)

100 gr de bentonita + 800 ml H2O600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

135104317367.59

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE + ALMIDON DE ALGARROBO)

100 gr de almidon + 400ml de H2O (pre gelatinizado)600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

280190901001408.9....

Hoja2

VARIABLESCANTIDADDESCRIPCION independiente1concentrscion de almidon de algarrobo pregelatinizadodependiente6dencidad, Va,Vp, Yp, filtrado API y espesor depelicula

Hoja3

PRUEBA PRODUCTO CONCENTRACION300 rpm600 rpm1250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado931302250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado1111603250 ml de bentonit80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado120171

Hoja4

PRUEBA Vp (cp)YP (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGFiltrado API (ml @ 30 min)Espesor (1/32 pulg13756658.8249628093516985.59

Hoja1

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE +BENTONITA)

100 gr de bentonita + 800 ml H2O600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

135104317367.59

Prueba de lodo base (agua dulce + almidon de algarrob)

100 gr de almidon + 400ml de H2O (pre gelatinizado)600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

280190901001408.9....

Hoja2

VARIABLESCANTIDADDESCRIPCION independiente1concentrscion de almidon de algarrobo pregelatinizadodependiente6dencidad, Va,Vp, Yp, filtrado API y espesor depelicula

Hoja3

PRUEBA PRODUCTO CONCENTRACION300 rpm600 rpm1250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado931302250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado1111603250 ml de bentonit80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado120171

Hoja4

PRUEBA Vp (cp)YP (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGFiltrado API (ml @ 30 min)Espesor (1/32 pulg13756658.8249628093516985.59

Hoja1

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE +BENTONITA)

100 gr de bentonita + 800 ml H2O600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

135104317367.59

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE + ALMIDON DE ALGARROBO)

100 gr de almidon + 400ml de H2O (pre gelatinizado)600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

280190901001408.9....

Hoja2

VARIABLESCANTIDADDESCRIPCION independiente1concentrscion de almidon de algarrobo pregelatinizadodependiente6dencidad, Va,Vp, Yp, filtrado API y espesor depelicula

Hoja3

PRUEBA PRODUCTO CONCENTRACION300 rpm600 rpm1250 ml de bentonita50 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado931302250 ml de bentonita100 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado1111603250 ml de bentonit150 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado120171

Hoja4

PRUEBA Vp (cp)YP (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGFiltrado API (ml @ 30 min)Espesor (1/32 pulg13756658.8249628093516985.59

Hoja1

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE +BENTONITA)

100 gr de bentonita + 800 ml H2O600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

135104317367.59

PRUEBA DE LODO BASE (AGUA DULCE + ALMIDON DE ALGARROBO)

100 gr de almidon + 400ml de H2O (pre gelatinizado)600 rpm300 rpmVp (cp)yp (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGfiltrado API a 30 min (ml)Espesor (1/32 pulg)

280190901001408.9....

Hoja2

VARIABLESCANTIDADDESCRIPCION independiente1concentrscion de almidon de algarrobo pregelatinizadodependiente6dencidad, Va,Vp, Yp, filtrado API y espesor depelicula

Hoja3

PRUEBA PRODUCTO CONCENTRACION300 rpm600 rpm1250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado931302250 ml de bentonita80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado1111603250 ml de bentonit80 ml de almidon de algarrobo pregelatinizado120171

Hoja4

PRUEBA Vp (cp)YP (lb/100ft2)Va (cp)Dencidad LPGFiltrado API (ml @ 30 min)Espesor (1/32 pulg13756658.83